1、 水力压裂产生的问题
在压裂结束后，约有15%～80%的压裂液会被抽回地面，称为“返排液”。这些返排液通常有4种处理方式：循环利用，处理后排放到河流中，注入地下，以及储存在露天的蓄水池中。因此，尽管水力压裂取得了很大进展并在世界许多地区得到广泛应用，但它却存在着许多亟待解决的问题，包括废液处理、投资成本、环境成本、地表和地下水的污染风险，以及甲烷的释放和来自社会的反对和误解。此前，水力压裂已在多个国家引起争议，法国和保加利亚政府已颁布禁令，禁止在页岩气开采中使用水力压裂法，这无异于在目前技术条件下否定了页岩气开采。此外，利用水力压裂开发页岩气还可能会诱发地震，美国的一项地质调查再次敲响了水力压裂法开采油气藏的警钟，研究认为，近年来美国阿肯色州和俄克拉何马州地震频发与油气开采有密切关系。
2、 无水压裂技术
随着人们对水资源和环境问题的重视，欧美各国都加大了对水力压裂替代技术的投入。相对于传统的水力压裂技术，几种新型的无水压裂技术基本不需要水，极大地缓解了对水资源的压力。目前研究的无水压裂技术包括液态二氧化碳（CO2）压裂技术、液态CO2/N2泡沫干法压裂技术、超临界CO2开发技术以及液化石油气（LPG）压裂技术等。
（1） 液态CO2压裂技术
20世纪80年代早期，北美就开始采用以液态CO2为基础的压裂液系统进行储层改造，1994年开始采用以液态CO2/N2为基础的压裂液系统进行压裂。该方法几经修改，是一种行之有效的方法，常常用于水敏性地层的干燥压裂。它是一种在不添加水或其他辅助成分的情况下用液态CO2作为支撑剂的传递液将砂子注入的方法。CO2在压力为1.4兆帕、温度为-34.5℃的条件下在地表呈液态状。采用专门的设备将支撑剂直接添加到地表上具有这些条件的液体CO2中。液态CO2的黏度大约为5厘泊，因此可以在传输性裂隙中增加黏度以携带支撑剂。在温度和压力都趋于稳定后，部分CO2会溶于水和液态烃沉积物中。液态CO2压裂的最大优点是，能够消除那些通常由压裂液造成的潜在地层损害，并且在增产作业结束后能够快速返排和对油/气井进行评估。这项技术已经经过了多次测试和改进。到20世纪90年代末，仅在加拿大就有1200多次CO2压裂作业取得成功。这项技术也应用于美国肯塔基州东部、宾夕法尼亚州西部、得克萨斯州和科罗拉多州的泥盆纪页岩中。结果表明，某 些井中天然气的平均产量比从传统水力压裂中获得的产量高出5倍。但由于液态CO2自身黏度很低、携砂能力差、摩擦压降大，所以液体很容易滤失到地层中，因此液态CO2的用量大，整个压裂施工成本高。如果井口压力迅速下降，处于这种条件下的CO2可能导致“采油树”和油管式冰结构的形成，最终限制气体流。因此，通过在气态CO2中添加氮气（N2），不仅能防止冰的形成，也能降低井运营的成本。与CO2或CO2/N2混合气体压裂相关的主要问题是它们处于液体状态下的运输问题和在增压容器中的储存问题。尤其是应该避免CO2流失到大气中，因其可能对全球变暖产生最终影响。
（2）泡沫压裂技术
氮气泡沫压裂是20世纪70年代以来发展起来的一项压裂工艺技术。此后，该技术以迅猛的势头在美国和加拿大得到广泛运用。作为一种新型的压裂方式，泡沫压裂在低压、低渗透、水敏性油气藏开发中具有更广阔的应用前景。与常规水力压裂相比，它具有如下优点：①氮气泡沫压裂液与常规水基压裂液相比，只有固体支撑剂和少量压裂液进入地层；②氮气泡沫压裂液可在裂隙壁面形成阻挡层，从而大大降低压裂液向地层内滤失的速度，减少滤失量，减轻压裂液对地层的伤害；③返排效果好。
（3）超临界CO2开发技术
CO2气体在温度超过31.1℃、压力超过7.38兆帕时处于超临界态。超临界CO2具有许多独特的物理化学性质：①密度接近于液体；②黏度非常低，接近于气体；③表面张力接近于零。这些性质几乎可以解决水力压裂带来的所有难题。超临界CO2喷射钻井能够在页岩层中获得较高的机械钻速，同时不会使页岩层产生黏土膨胀、水锁等效应；超临界CO2流体中不含液相（水），也不含固相（固体颗粒），利用它进行油气驱替时，不仅不会对储层造成污染和损害，相反还能使储层产生更多微小裂隙，进一步增大储层孔隙度和渗透率，增强原油的流动性，改善油、水流度比，增加储层能量，置换吸附在储层中的页岩气和煤层气（CO2与储层的吸附能力强于CH4），从而在提高油气单井产量和采收率的同时，实现CO2永久埋存。因此，超临界CO2开发页岩气无论是技术上还是经济上均具有较大优势，将成为未来页岩气高效开发的有力技术。但是，由于这项技术目前还停留在室内试验阶段，尚有许多应该努力突破的方面。首先，超临界CO2易流动，在压裂过程中滤失快，需要较大排量才能压开储层。其次，黏度低，携带支撑剂困难。尽管如此，利用超临界CO2采收稠油已经成为现实，仅在美国就有近百个试点项目，将其延伸到页岩气甚至煤层气可能是一种现实的研究途径。
（4）液化石油气压裂技术
可能代替水力压裂的最具前景的另一种替代技术是液化石油气压裂。在压裂作业前，液化石油气主要是丙烷（有时为丁烷），在高压作用下会形成凝胶状的黏稠物，通过高压管柱输送到地层中，通过液体压力使地层的岩石破裂，并用砂（或其他支撑剂）支撑裂隙，从而使地层中的油气资源得以释放到地面。液化石油气压裂相对清水压裂的突破在于使用液态烃类（丙烷和丁烷等）作为压裂介质而非清水基液，与水不同的是，液化石油气能与地下的油气资源自然地混合，并且它不溶解任何盐、重金属或放射性化合物，因此当它和地下的油气资源一起返回到地面时，彻底消除了有害物质的排放。液化石油气压裂的主要优点是提高了油井的采收率，可提高单井油气产量和最终采收率20%以上。
与传统水基压裂液相比，液化石油气压裂的其他优点包括，液化石油气压裂液能产生更为有效的裂隙导流能力。该技术无需使用水，具有理想的黏度和携砂性能；无水锁、无聚合物残留、无黏土膨胀，压裂作业后仅有支撑剂留在地层中，对地层损害极小；可以极大降低泵送压力，产生较长裂隙；压裂后无需返排，可直接投产。该技术的缺点是短期成本较高、操作使用中危险性较大。
3、 我国进入“无水压裂”新时期
在中国石油长庆油田双167井施工现场，国内首次二氧化碳干法加砂桥塞分段体积压裂圆满成功，再次刷新国内二氧化碳干法加砂压裂最大单井加砂量、最高排量两大工程指标，实现单井加砂量45.2立方米、施工排量达到每分钟6立方米，标志着我国进入“无水压裂”新时期。此次二氧化碳干法加砂桥塞分段压裂技术在长庆气田榆林区域首次应用。从压裂改造方面，突破了原有分层工具的限制，不仅可以开展体积压裂施工，而且具备了在水平井试验的条件，实现了国内二氧化碳干法加砂体积压裂新跨越，标志着此项技术已走向完全成熟，达到了国际先进水平。由于国外公司技术封锁，二氧化碳干法加砂压裂技术在国内发展起步晚、难度大。2014年以来，川庆钻探联手长庆油田，以中国石油油气藏改造重点实验室“二氧化碳压裂增产研究室”为依托，在集团公司重大试验项目“二氧化碳干法加砂压裂技术现场试验”支持下，先后完成了14口井二氧化碳干法加砂压裂施工，相继攻克了二氧化碳密闭混砂、大排量平稳供液等多项关键技术难题，建立了完善的施工工艺和HSE技术规范。加砂量从2013年单层2.8立方米提高到现在的单层30立方米，平均砂比从最初的不到5%，提高到15.3%，最高砂比到达25%。目前已具备单井施工排量每分钟6至8立方米、加砂60立方米以上、加入1000吨二氧化碳的作业能力。
