水力压裂、LPG 无水压裂、CO2无水压裂技术都是针对煤层气、水敏性储层、含原油较稠储层、低压储层的油气开发而设计。
为了提高无水压裂技术效果并得到更大经济效益，同时又能最大程度降低环境污染等影响问题，国外首先提出了无水压裂技术这个与目前石油开采不同的理念并运用于现场操作，无水压裂技术的发展不但解决了之前水力压裂所面临的困难问题，而且还有效提高产量并且效果明显，无水压裂技术为现在非常规油气开采提供了一项新的技术支持。随着非常规油气勘探开发兴起，无水压裂技术也获得了突飞猛进的发展。
介绍目前常用的无水压裂技术。
（1）氮气压裂技术
氮气无水压裂技术是利用氮气作为压裂基质，进行压裂造缝，提高储层渗透率，来达到增产目的的技术。压裂过程不含水和固体颗粒，既消除了常规压裂液由于含水带来的水敏、水锁伤害，又杜绝了固体颗粒堵塞孔喉、裂缝的现象。但由于氮气密度低造成携带支撑剂困难，压裂过程无支撑剂的使用，致使在生产一段时间后，无水压裂技术已经压开的裂缝由于压力作用会慢慢闭合，无水压裂技术进而影响压裂后期效果，经济效益降低。
（2）液态CO2压裂技术
液态CO2无水压裂技术是利用液态CO2作为压裂介质注入储层，完成造缝、携砂、顶替等过程。与此同时，压裂技术地层温度下液态CO2快速气化，混溶于原油中，大大降低原油粘度，增强原油的流动能力；无水压裂技术中CO2与储层中的水反应生成碳酸，减少粘土矿物膨胀，解除裂缝堵塞；无水压裂技术增加储层溶解气驱的能量，最终达到增产的目的。
与常规水力压裂相比，超临界二氧化碳压裂几乎不会对储层造成伤害，所有压裂裂缝基本都是有效裂缝。虽然20%～85%的甲烷气都以吸附状态存在，粉碎机也无法将其分离，但超临界二氧化碳却可通过自身超强的吸附力，置换出吸附于母岩的甲烷气，直接提高天然气或煤层气的产量，并实现部分二氧化碳的埋存。同时，借助自身的增能作用，在压力释放后，超临界二氧化碳可快速汽化膨胀，在1~4小时内迅速实现彻底的洗井排液,方便作业方及时评价储层产能。
与其他无水压裂方案相比，超临界二氧化碳压裂解决了氮气压裂不能携砂作业的问题，大幅提升了作业的持续产气量；与液化石油气(LPG) 压裂相比，超临界二氧化碳压裂则成本更低、安全性更高。经过对15口泥盆系页岩压裂井的对比试验，采用超临界二氧化碳无水压裂解决方案的井口，单井产气量为泡沫压裂处理井的4倍，是氮气压裂处理井的2倍。而在另一项试验中，采用超临界二氧化碳无水压裂处理的井，产气量分别是相邻两口井的10倍和6倍。
（3）LPG压裂技术
LPG压裂技术是利用液化石油气和易挥发的烃类液体混合而成的压裂液（主要包括HD-5丙烷和丁烷）进行压裂施工；LPG压裂液密度低、粘度低，在极小压差就可快速返排；混溶能力极强，当混合天然气时，会立即蒸发成气体，当混合地层油时，会100%溶于原油中，消除了相对渗透率影响；压裂液的表面张力极低，消除了由于外来液体进入孔隙引起的相圈闭伤害。
（4）液氮无水压裂技术
液氮无水压裂技术是利用液氮（-195.8℃）作为压裂液来对储层进行压裂改造，其辅助裂缝起裂机理主要有以下两点：热冲击力：温度极低的液氮接触储层岩石时会产生热力冲击，在岩石断裂面形成热应力。
无水压裂技术缓解了水资源匮乏的压力，无水压裂技术主要以惰性气体或者碳氢化合物为压裂流体，流体中不含任何水相，基本没有固相残渣，不仅不会对储层造成伤害，还能增强压后返排效率，从而提高压裂效果。无水压裂技术的大规模应用，还应做以下研究：
无水压裂技术储层评价和压裂方法选择
我国非常规储层与国外储层存在很大差异，应在对我国储层精确评价的基础上，结合地层条件和当地条件，选择最合适的无水压裂技术。
无水压裂技术无水压裂机理研究
无水压裂经过现场试验能够获得较好的压裂效果，但是无水压裂机理不是很清晰，应深层次了解无水压裂的压裂机理，对其裂缝形态、裂缝扩展过程清晰了解的基础上，进行参数优化，以期获得最佳的压裂效果，准确地进行无水压裂产能预测，来更好地指导无水压裂技术的选择和应用。
无水压裂技术相关配套设备研发
无水压裂技术需要更加精密的压裂设备和配套检测设备，比如LPG压裂返回地面的物质，属于典型的有毒混合物，所以需要开发相应的配套检测设备；液氮的温度特别低，需要的压裂设备要有很好的低温适应性；无水压裂技术的混砂机是专用的，与常规压裂不同等。
