我国煤层气开发已经历40年,累计施工煤层气井近22000口,虽已形成沁水、鄂东两大煤层气产业基地,但煤层气井的商业达产率仍不足三分之一,仅在潘河、保德、筠连等部分区块实现了商业化开发。因而探索一套行之有效的低产井增产改造技术,使得大部分低产井复产或产气达标迫在眉睫。同时,这一技术体系的形成,对于新区块的煤层气商业化开发也是一种借鉴。为此,本文通过文献调研、实验室测试和理论分析的研究方法,系统分析了我国多个典型区块煤层气开发情况,在分析煤层气井低产成因的基础上提出了相对应的二次改造增产措施,并加以应用,得出了以下结论:（1）我国煤层气低产井成因可划分为三大类,分别为资源控制型、开发条件控制型和工程因素控制型。资源控制型的煤层气低产井,通常由于煤层含气量较低、资源丰度低导致单井控制范围内的可采资源量不足造成低产。开发条件控制型的煤层气低产井,通常由于煤储层破坏严重以及过高的地应力使得储层难以被有效改造,且排采阶段裂缝的导流能力难以保持;若煤层附近发育有含水层,不仅会限制压裂规模,也会增加人工裂缝沟通含水层的几率。压裂和排采方式不当是导致煤层气井低产的两个主要工程因素,常规水力压裂存在着储层改造效果差、改造规模小且储层伤害严重的问题,而排采过快或不连续极易引发储层应力敏感伤害和速敏伤害,进而降低煤层气解吸范围和储层渗透率。利用多层次模糊数学法对国内15个煤层气目标区块展开综合评价,结果表明:大部分区块单井平均日产量不超过600 m~3/d,且评分相对集中在0.64以下,这主要是由于较差的开发条件和不合理的改造工艺所致。（2）根据煤层气井低产成因的划分,提出了将活性水压裂液变为三防压裂液以防治储层伤害、两级级配支撑砂变为多级配支撑砂以支撑多级裂缝、常规水力压裂转化为大规模缝网改造以提升储层渗透率、煤层气开发转化为煤系气一体化开发维持裂缝在排采后期的导流能力和增大井控范围内可采资源量、采用子母井协调开发技术实现低产区块全面提产等煤层气低产井二次改造增产关键技术。阐述了增产技术对不同低产井类型的适应性,对于资源控制型低产井,根据资源丰度和煤层展布差异可分别实施煤层大规模缝网改造、煤系气一体化开发和子母井协调增产;对于煤体结构、地应力控制型低产井,通过围岩缝网改造为煤层气产出提供稳定通道;所有低产井均需控制排采速率以减缓应力敏感和速敏伤害,并抑制段塞流形成。（3）准南某区块低产情况严重,区内存在大量低产井,单井产量普遍低于1000m~3/d。经统计分析,目前该区低产井类型主要包括资源控制型、压裂控制型、排采控制型、煤体结构控制型、地应力控制型及地下水动力控制型。本文代表性的选择了资源控制型低产井（N10-X1井）、压裂控制型低产井（N8-X3井）和排采控制型低产井（W3-X6井）,对其低产原因展开分析,并匹配了相应的二次改造增产技术,制定了二次改造方案。图36幅,表35个,参考文献109篇。