滇东黔西地区煤层气资源丰富,但尚未实现大规模商业性开发。高产井主要分布于黔西地区杨梅树向斜和阿弓向斜,滇东地区单井产量一直未能取得工业性气流突破。鉴于此,本文分析滇东黔西地区煤层气开发地质条件要素,探讨煤层气井产能的影响因素,揭示了煤层气井产能差异的根本原因,建立了地质与工程协同控制下的煤层气井高产模式,取得以下创新认识:首先,建立了煤体结构地球物理判识方法,并揭示了老厂背斜煤体结构异常破碎的地质控因。基于开发井的煤层测井数据和钻井取芯数据,选取4条常规测井曲线(GR、DEN、DT和CNL),采用主成分分析法,提取第1主成分,剔除煤层夹矸和测井数据中的干扰信息,建立了煤体结构地球物理判识方法。随着煤层厚度的增加,老厂背斜开发井主力煤层的Ⅰ类煤(原生结构煤和碎裂煤)占比表现为幂指数降低的趋势。整体而言,滇东老厂背斜主煤层的煤体结构分布特征是煤厚、采空区、构造类型和构造应力场综合作用的结果。其次,首次提出了改造初始渗透率和见气前渗透率的概念以及反演模型,以此表征煤层气井储层改造效果和排采效果,并对煤层气井开发工艺进行了优化。本文将压力降落试井分析方法引入煤层气排采领域,假设煤层气井饱和水单相流阶段连续5天内产水量为恒定产量,建立了饱和水单相流阶段的煤储层动态渗透率反演模型。以排采初期前5天平均渗透率定义为改造初始渗透率,产气前5天平均渗透率定义为见气前渗透率。为确保煤层气井能获得商业性开发气流,改造初始渗透率应大于2.4m D,为此,水力压裂过程中单位米厚压裂液不低于220m~3/m,单位米厚支撑剂不低于14m~3/m。最后,建立了地质与工程协同控制下的煤层气井高产模式,并揭示了滇东地区煤层气井低产的原因。采用灰色关联分析法,提取了含气饱和度和见气前渗透率是影响煤层气井产能的主控因素。据此,提出了煤层气井地质与工程协同控制下的煤层气井高产模式。高产井的含气饱和度应大于60%,见气前渗透率应大于0.7m D;中产井含气饱和度大于40%,见气前渗透率介于0.3-0.7m D;低产井见气前渗透率小于0.3m D。恩洪向斜煤层底板埋深超过1000m,老厂背斜煤体结构异常破碎,导致滇东除YW-04井(0.119m D)外,其余开发井见气前渗透率均小于0.09m D,这是造成滇东地区煤层气井低产的根本原因。该论文包括图件71幅,表格25个,参考文献203篇。