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页岩气储层体积缝网压裂技术新进展-李小刚

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压裂工艺 压裂技术 分段压裂 连续油管
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 [收 稿 日期 ]2014-01-12[基金 项目 ]国家自然科学基金重点支持项目 (U1262209);国家科技重大专项 (2011ZX05042-002-001)。[作 者 简介 ]李小刚 (1981-),男 ,2003年西南石油大学毕业,博士 ,副 教授 ,现主要从事油气藏增产理论与应用技术研究 。页岩气储层体积缝网压裂技术新进展李小 刚 ,苏洲 ,杨兆中雷腾蛟 ,何雨遥油气藏地质及开发工程国家重点实验室 (西 南 石油大学 )四川 成都( )610500[摘要 ]体积缝网压裂是以在储层中形成大规模复杂裂缝 网络为目的的压裂工艺技术 ,是低渗 、特低渗页岩气储层实现工业开采最有效的增产措施 。介绍了近期提出的同步压裂 (或拉链式压裂 )、交替压裂 (或“德州两步跳 ”压裂 )和改进拉链式压裂技术工艺原理及其实现方法 ,对比分析了其各自存在的优缺点 ,简要阐述了成功实现页岩气储层体积缝网压裂的关键辅助技术 (清水压裂技术 、微地震监测技术及参数优化方法等 )。研究发现 ,改进拉链式压裂利用同步压裂和交替压裂优点的同时规避了它们各自的不足 ,使其压后效果相比于同步压裂和交替压裂更好 ,为页岩气的进一步开发提供了新思路 。最后 ,针对目前尚存在的问题 ,分析了其可能原因并指出了未来发展方向 ,对我国页岩气高效开发具有重要指导意义 。[关键词 ]页岩气储层 ;体积缝网 ;同步压裂 ;交替压裂 ;改进拉链式压裂 ;微地震监测[中图分类号 ]TE375[文献 标志码 ]A  [文章编号 ]1000-9752(2014)07-0154-06页岩气是一种以游 离气和吸附气为主赋存于低孔 、极低渗 、富含有机质页岩气储层中的非常规天然气[1]。要实 现页岩气工业开采 ,一方面要求大量吸附气从基质和矿物颗粒表面解吸为游离气 ;另一方面必须使储层具有足够的渗透能力 ,以便解吸出的气体能够流入井筒[2]。这两 方面因素使得页岩气储层改造理念完全不同于传统观点 ———仅仅在储层中形成具有足 够长度和导流能力的平面裂缝 ,而是要对储层在长 、宽 、高三个方向进行 “立体式改造 ”,将储层 “打碎 ”,形成复杂裂缝网络 ,增大裂缝壁面与储层基质的接触面积 ,缩短油气从任意方向基质向裂缝的渗流距离 ,极大地提高储层整体渗透率 ,从而实现页岩气工业开采[3]。因此 ,页岩气储层体积缝网压裂技术的深入研究对我 国页岩气高效开发具有重要指导意义 。1 体积缝网压裂技术体积缝网压裂指以 在储层中形成大规模复杂缝网 、增大水力裂缝与储层基质接触面积为目的的增产措施[4]。近年 来 ,国外学者在低渗-特低 渗页岩气储层增产改造方面做了大量深入研究[5~9],提出 了以增大储层改造体积 (stimulated reservoir volume,简称SRV)为目标的体积缝 网压裂技术 ,主要包括同步压裂 (或拉链式压裂 )、交替压裂 (或 “德州两步跳 ”压裂 )和改进拉链式压裂 。1.1 同步 压裂同步压裂或拉链式压裂[5]是指 对2口或2口以上的配对井同时进行压裂 (图1)。其原理是利用压裂液和支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法 ,增加水力裂缝网络密度和表面积 ,利用井间连通优势增大工作区裂缝网络形成程度和强度 ,最大限度地沟通天然微裂缝[10]。同步 压裂最初是2口邻井且深度大致相同的水平井同时压裂 ,目前已发展成3口井甚至4口井同时压裂 。同步压裂对页岩气井在短期内增产的效果非常显著 ,而且对工作区环境影响小 ,完井速度快 ,压裂成本低 ,是页岩气开发中后期较常用的压裂技术 。同步压裂打破常规压裂理念 ,利用缝间应力干扰 ,实现页岩气储层体积缝网压裂 ,现场施工效果相·451·石油天然气学报 (江汉石油学院学报 )2014年 7月 第 36卷 第 7期Journal of Oil and Gas Technology(J.JPI)Jul.2014Vol.36No.7  图 1同步 压裂 (拉链式压裂 )比于 常规压裂更好[11]。但同时也存在一些不足 :首先 ,同 步压裂时两井中同时延伸的两条裂缝 ,只能在裂缝尖端附近区域产生应力干扰 ,其干扰作用范围相对有限 ,得到的增产改造体积较小 (图1);其次 ,其对应力改变程度较小 ,缝网复杂程度较差 ,导致同步压裂不能充分沟通页岩气储层中大量存在的天然微裂缝 ,形成的SRV相对 较小 ;另外 ,同步压裂设计必须使两条裂缝尖端的距离足够近 ,才能在其尖端附近区域产生应力扰动 ,导致井间窜流风险增大 ,进而对页岩气产量产生负面影响 。1.2 交替 压裂交替压裂 ,也称作 “德州两步跳 ”压裂 ,其基本图 2交替 压裂原理 是 :水平井多段压裂过程中 ,利用水力压裂产生的裂缝对储层应力场的改变 ,将压裂主缝和分支缝与诱导 应 力 松 弛 缝 相 连 通 ,实现储层体积缝网压裂改造[12]。在无 分支水平井段中 ,该技术利用常规压裂技术对单个射孔簇实施水力压裂 ,与常规压裂技术不同的是 ,需要改变各压裂段的施工顺序 (图2)。其原理是利用第一压裂段与第二压裂段之间产生的应力扰动 ,当在前两个压裂段之间某一合理位置进行第三次压裂时 ,容易形成与主裂缝相互连通的应力松弛缝 ,有效沟通第一段与第二段压裂之间页岩储层 ,从而进一步增大储层改造体积 ,提高页岩气储层产气量[12]。理论 上 ,交替压裂对形成复杂缝网更为有利 ,增产改造体积相比于同步压裂更大 ,但对现场施工却提出了严峻的挑战 ,而且需要下入特殊的井下作业工具 。同时 ,该技术很容易使井筒附近应力发生反转 ,导致纵向裂缝的形成 。纵向裂缝的形成不仅达不到交替压裂预期效果 ,反而更容易导致油气井砂堵 。这些潜在的不利因素使得交替压裂的广泛使用受到了局限 。1.3 改进 拉链式压裂图 3改进拉链式压裂Rafiee等[13]研究 发现 ,拉链式压裂和交替压裂各存在其优缺点 ,创造性地将拉链式压裂和交替压裂的优点相结合 ,同时规避了它们的不足 ,提出了改进拉链式压裂 (modified zipper frac,简称MZF),以期 在储层中形成高效复杂裂缝网络 ,增大储层改造体积 。其作业过程与交替压裂相类似 ,首先在第1口水平井趾端进行第1次压裂 (图3中序号①),该段压裂结束后将压裂工具向水平井跟端移动至预定位置进行第2次压裂 (图3中序号②),再仿照交替压裂第三段压裂的做法 ,在第2口水平井井筒上与第1口水平井已形成的两条裂缝之间合理位置进行压裂 (第③次压裂 ),压裂顺序在两口井之间如此交替直至完成两口井整段水平井的压裂 (图3)。相比于交替压裂和同步压裂 ,改进拉链式压裂优点如下 :①传统的拉链式压裂产生的应力干扰仅局限于裂缝尖端附近区域 ,而改进拉链式压裂由于第2口井中产生的裂缝处于第1口井产生的两条裂缝之间 ,具有更大的应力干扰作用范围 ,进而容易形成更大范围的复杂裂缝网络 ,储层改造体积更大 ;②传·551·第 36卷第 7期 李 小刚 等 :页岩气储层体积缝网压裂技术新进展统的交替 压裂中间主裂缝宽度和长度受应力干扰影响较大 ,存在砂堵风险高和导流能力不足等缺点 ,而改进拉链式压裂中间主裂缝宽度受应力干扰影响小 ,导流能力高 ,砂堵几率小 ;③改进拉链式压裂由于两井延伸裂缝相交叠部分与井筒有一定的距离 ,降低了井筒附近应力反转可能性 ,避免了在井筒附近形成纵向裂缝 ,增加了远场裂缝网络复杂性 ;④操作简便 ,无需下入特殊井下工具 ,减轻了操作人员作业负担 ,节省了压裂施工时间 。数值模拟结果表明[13]:通过 采用改进拉链式压裂增产措施后 ,气井稳产期明显较常规拉链式压裂长 ,产量递减时间大大向后推移 ,产量递减速度更慢 ,气藏累计产量更高 ,且随着开采的持续 ,它们之间的差异愈加明显 。因此 ,改进拉链式压裂技术压后产生的裂缝网络波及范围更大 ,有效性更高 。2 关 键 辅助技术2.1 清水 压裂清水压裂指在低渗透油气藏压裂改造过程中向清水中加入少量表面活性剂 、减阻剂 、黏土稳定剂和防垢剂等添加剂作为压裂液进行的压裂施工作业 。通过大液量 、大排量 、大砂量 、低砂比注入低黏工作液 ,产生有效的裂缝几何尺寸和导流能力 ,达到增产的目的 ,故又称之为减阻水压裂[14]。图 4剪切 滑移机理[16]对于 脆性指数较高 、天然裂缝发育且裂缝面粗糙的页岩气储层 ,由于清水压裂工艺技术的特殊性 ,压裂过程中剪切力使页岩气储层中的天然微裂缝易产生剪切滑移 ,形成剪切裂缝 (图4)。停泵后 ,张开的粗糙面不能恢复至其初始状态 ,从而使剪切作用产生的裂缝渗透率得到保持 ,提高了裂缝网络导流能力 。对于基质渗透率不到1mD的页 岩气储层 ,无支撑剂支撑的滑移裂缝导流能力足够了 。同时 ,压裂过程中岩石脱落下来的碎屑 (特别是在页岩地层中 )可能形成“自撑 ”式的支撑剂[15]。另外 ,清水压裂液的黏度较低 ,有 利于压力在裂缝中远距离传播 ,进而利于远场复杂缝网的形成 。2.2 微地 震监测水力压裂微地震监测技术[17~19]广泛 应用于大规模复杂裂缝网络诊断 ,是推动北美页岩气高效开发最主要的技术之一 。水力压裂裂缝尖端向前延伸过程中 ,缝端附近剪应力的急剧变化会发出剪切波 ,井下微地震三分量检波器接收到微地震事件后 ,能够反演出裂缝大致几何尺寸 。经典理论表明[20],微地震 能够很好地反演出裂缝几何形状和储层增产改造体积 。但如果不考虑地质力学方面的因素 ,微地震预测结果将可能出现较大偏差[21]。因此 ,只 有在掌握了储层岩石地质力学性质和对压裂施工过程影响较大的参数后 ,才能正确做出压裂优化设计并实时调整施工参数 ,以便真正意义上实现页岩气储层的体积缝网压裂 。2.3 选井 选层体积缝网压裂技术在页岩气储层增产改造中应用效果十分显著 ,但并非所有页岩气储层都适于利用体积缝网压裂实现增产[22]。首先 ,只有那些脆性指数较 高 (>40)、易于被 “打碎 ”的页岩气储层 ,才能利用体积缝网压裂技术增产 ,以提高页岩气产量及最终采收率[23],而对于脆性指数较低 的塑性岩石 ,其形成缝网的可能性较低 ,更倾向于形成单一平面裂缝 ;其次 ,对于非均质性较强的储层 ,如含有天然裂缝 、微裂隙或其他胶结弱面 ,有利于形成与最大主应力成一定角度裂缝网络 ;另外 ,储层中初始水平主应力差过大时 ,不利于裂缝网络的形成 。因此 ,应优选那些脆性指数较高 (>40)、天然微裂缝发育且水平主应力差较小的储层实施体积缝网压裂 ,以实现页岩气储层的高产稳产 。2.4 裂缝 间距优化体积缝网压裂过程中 ,初始形成的两条裂缝间的距离对它们之间储层应力改变影响较大[6]。当·651·石油天然气工程2014年 7月  图 5裂缝干扰结果俯视图[6]第1次压 裂裂缝与第2次压裂裂缝间的距离大于某一临界值时 ,第2条裂缝会背向第1条裂缝弯曲 (图5(a)),即形 成排斥型弯曲裂缝 ;相反 ,当第1次压裂裂缝与第2次压裂裂缝之间的距离小于某一临界值时 ,第2条裂缝朝向第1条 裂 缝 弯 曲 (图5(b)),即形 成吸引型弯曲裂缝 。这是由于在第2条裂缝延伸过程中 ,邻近裂缝诱导产生的剪应力分布发生了变化 。数值模拟结果表明[6]:排斥型弯曲裂缝将使两裂缝间相互作用产生的 诱导应力差增大 ,而吸引型弯曲裂缝将使两裂缝间相互作用产生的诱导应力差减小 。因此 ,可以利用弯曲裂缝对诱导应力差的影响来优化两条裂缝间的距离 ,第3条裂缝在延伸过程中能够充分利用产生的诱导应力差连通更多应力释放缝 ,同时还能进一步优化设计地面施工压力及优选压裂配套设备 。对半无限裂缝 (裂缝长度远大于裂缝高度 ),最优裂缝间距计算式为 :D=Ls1+Ls2 =υ2 3-2( )槡 υh1+υ2 3-2( )槡 υh2 =2×h1+h( )22υ2 3-2( )槡 υ(1)对Penny模型 裂缝 (裂缝长度有限且缝长与缝高近似相等 ),最优裂缝间距计算式为 :D=Ls1+Ls2 =h121+( )υ5-( )槡 υ+h221+( )υ5-( )槡 υ=h1+h( )221+( )υ5-( )槡 υ(2)式中 :D为裂 缝间距 ,m;Ls1和Ls2分别为中间裂缝最佳起裂 点距第1条裂缝的距离和距第2条裂缝的距离 ,m;h1和h2分别 为第1条裂缝和第2条裂缝的高度 ,m;υ为储 层泊松比 ,1。由式 (1)和式 (2)可知 ,中间裂缝最佳起裂点为距第1条裂缝Ls1和距 第2条裂缝Ls2位置 处 。换言之 ,最佳起裂位置为距第1条裂缝和第2条裂缝距离之比 (Ls1∶Ls2)处 。当Ls1=Ls2时 ,起裂 点位于第1条裂缝和第2条裂缝正中间 。另外 ,由于Ls1∶Ls2与h1∶h2相等 ,所以可以通过两条裂 缝高度和储层泊松比来确定中间裂缝最佳起裂位置 。2.5 施工 参数优化理论分析表明[7],利用体积缝网压裂技术对页岩气储层增产改造时 ,多条 压裂裂缝相互作用产生的诱导应力差与缝内净压力成正比 。为实现页岩气储层体积缝网压裂 ,须进一步优化缝内净压力 。一方面 ,为增大裂缝网络密度 ,需利用裂缝在储层中产生的诱导应力 ,使储层中的应力差减小 ,这有利于产生更多应力释放缝 ;另一方面 ,须合理控制诱导应力差 ,使之不能超过初始水平主应力差 ,否则将在水平井井筒上产生纵向裂缝 ,大大减小裂缝与储层基质接触面积 ,达不到体积缝网压裂的目的 。3 体积缝网压裂发展展望同步压裂由于其全 新的压裂理念打破了常规压裂的思想 ,以及页岩气储层本身的特殊性 ,使得同步压裂相比其他压裂方式取得了更为可观的压后产量 。由于水平井同步压裂主要利用裂缝尖端的应力干扰 ,要求裂缝尖端相距较近 ,与此同时又不能使两裂缝完全连通 ,因此裂缝半长优化设计与控制显得尤为重要 ,目前还没有相关理论研究 ,这方面仍需攻关和加强 。改进拉链式压裂目前只有理论研究和数值模拟结果 ,尚未在现场进行施工作业 ,缺乏压后评估 、压后总结及压后实际生产结果 。因此 ,应尽快制·751·第 36卷第 7期 李 小刚 等 :页岩气储层体积缝网压裂技术新进展定出合理 的改进拉链式压裂施工方案并应用于现场 ,通过现场压裂效果分析 ,不断完善该压裂理论 。清水压裂由于其深穿透能力及易于诱导结构弱面发生剪切滑移破坏 ,在体积压裂领域颇受青睐 。但由于其黏度低 、携砂性能差 ,导致在压裂液体系选择时有所顾虑 。因此 ,未来发展方向是研发超低密度支撑剂 ,实现清水压裂远距离携砂要求 。目前已研制出密度为1.15g/cm3的低 密度支撑剂 ,为进一步推广清水压裂 ,未来研究方向是实现密度为1.0~1.05g/cm3的超低密度支撑 剂研发 。另外 ,从环保角度来讲 ,还应进一步加强重复用水技术研究 ,高效循环利用压后返排出的压裂液 。经典理论表明[17~20],微地震监测结果可以反 演出水力裂缝方位和几何形态 ,但仅根据微地震云图显示出来的信息判断地下裂缝网络复杂程度或者以此评判其对产量增加贡献的大小 ,势必存在很大误差甚至错误 。由于组成页岩的成分 (如黏土含量 )、天然裂缝产状以及监测装置精度等因素 ,微地震检测仪器并不能探测到所有微地震事件 ,导致压裂效果在某些区域表现出 “很差 ”的假象 ,但实际上可能形成的复杂缝网相当可观 ,对产量贡献十分显著 。相反的是 ,某些区域微地震云图十分密集 ,但实际生产过程中对产量贡献并不与微地震云图成正相关关系 。其根本原因可能是微地震云图较密集区域 ,微裂缝或胶结弱面的确发生了剪切滑移 ,同时 ,它们所发出的地震波也被微地震监测仪探测到 。但这些发生了剪切滑移的微裂缝或胶结弱面未必全部连通 ,对于低渗-特低 渗页岩气储层而言 ,那些没有与主裂缝连通的剪切裂缝对产量贡献十分微弱 ,所以表现出微地震云图密集度与产量不完全呈正相关关系 。相反 ,某些区域微地震事件相对稀疏 ,但根据实际生产数据发现 ,这部分区域对产量的贡献却相当可观 。Zoback等[21]通过 “慢 滑移 (slow slip)”理论 成功解释了这一现象 ,并提出在利用微地震监测体积缝网压裂时 ,还应结合地质因素 (如页岩矿物组成 、天然裂缝产状等 )及压裂施工参数 ,弄清导致微地震云图与压后效果关系异常的主控因素 ,以便实时正确调整施工参数及客观真实地分析和评价压裂效果 。为进一步增大有效增产改造体积 (effective stimulated reservoir volume,简称ESRV),沟通 压裂过程中打开的微裂缝或胶结弱面 ,后续工作重点是研究如何将未连通的裂缝相互沟通起来 。目前已有人通过室内实验[24~26]验证 了未连通的裂缝可以通过某些措施将它们相互沟通起来 ,但其理论尚不成熟 ,有待于进一步突破和完善 。4 结 论1)同步 压裂打破了常规压裂理念 ,巧妙利用缝间应力干扰 ,增大在储层中形成体积缝网的几率 ,但也存在其不足之处 ,主要是应力干扰作用范围有限 ,不能最大限度地实现储层体积改造 。2)交替压裂克服了同步压裂的缺陷 ,能够大幅度提高储层增产改造体积 ,但由于该工艺需下入特殊井下作业工具 ,给施工作业带来极大挑战 ;同时 ,由于多裂缝起裂于同一水平井段且间距较小 ,增大了纵向裂缝形成风险 ,导致压裂效果欠佳 。3)改进拉链式压裂将同步压裂 (拉链式压裂 )和交替压裂优点相结合 ,同时规避了它们的不足 :一方面能够增大裂缝间相互干扰作用范围 ,产生有效应力扰动 ;另一方面其施工和操作更加简单 ,在储层中能够形成更理想的复杂裂缝网络 。相比于同步压裂和交替压裂 ,改进拉链式压裂产生的体积缝网导流能力更高 、稳产期更长 、产量递减更慢且累计产量更高 。4)并非所有页岩气储层都适合于采用体积缝网压裂技术 ,只有脆性指数较高 (>40)、天然裂缝发育且应力差较小的储层 ,利用体积缝网压裂改造才能取得较好的压裂效果 ;利用微地震监测技术对体积缝网压裂裂缝监测时 ,必须与地质力学资料相结合 ,以便正确认识地下裂缝延伸实际情况并实时调整施工参数 ,达到预期压裂效果 。[参考文献 ][1]刘 德 华 ,肖佳林 ,关富佳.页岩气开发技术现状及研究方向[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报 ),2011,33(1):119~123.[2]Cipola C L,Warpinski N R,Mayerhofer M J,et al.The relationship between fracture complexity,reservoir properties,and fracture·851·石油天然气工程2014年 7月treatment design[J].SPE115769,2008.[3]吴奇 ,胥 云 ,王腾飞 ,等.增产改造理念的重大变革———体积改造技术概论 [J].天然 气工业,2011,31(4):7~12.[4]Mayerhofer M J,Lolon E P,Warpinski N R,et al.What is 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[J].SPE119890,2010.[5]Waters G A,Dean B K,Downie R C,et al.Simultaneous hydraulic fracturing of adjacent horizontal wels in the Woodford shale[J].SPE119635,2009.[6]Hyunil J.Optimizing fracture spacing to induce complex fractures in a hydraulicaly fractured horizontal welbore[J].SPE154930,2012.[7]Rafiee M,Soliman M Y,Pirayesh E.Geomechanical considerations in hydraulic fracturing designs[J].SPE162637,2012.[8]Cipola C,Weng X,Mack M.Integrating microseismic mapping and complex fracture modeling to characterize fracture complexity[J].SPE140185,2011.[9]Wu R,Kresse O,Weng X,et al.Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks[J].SPE152052,2012.[10]唐 颖 ,张 金川 ,张琴 ,等.页岩气井水力压裂技术及其应用分析[J].天然气工业,2010,30(10):33~38.[11]Mutalik P N,Gibson B.Case history of sequential and simultaneous fracturing of the Barnett shale in Parker County[J].SPE116124,2008.[12]East L E,Soliman M Y,Augustine J R.Methods for enhancing far-field complexity in fracturing 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of transfer oil pressure,unloading liquid rate,unloading gas flow rate were con-sidered and the safety shutdown of unloading valve was ensured.The systematical analysis theory is used to determine the valve ar-rangement,depth of gas injection point,and liquid production rate.The result shows that the method is reasonable and feasible.Keywords:continuous gas lift;systematical analysis;transfer oil pressure;gas injection depth;optimized design144 FeasibilityStudyof Horizontal Wel Production in Bottom-water Reservoirs of YanchangOilfieldWANG Weigang,PAN Xiang,ZHAO Yajie,YAO Jun,LIU Tong,GAO Qinghua (First Authors Address:ResearchInstitute of Shaanxi Yanchang Petroleum(Group)Co,Ltd,Xian710075,Shaanxi,China)Abstract:In alusion to characteristics of Chang 2bottom water reservoir in Yanchang Oilfield,the percolation theory of producing bot-tom-water reservoirs using horizontal wel was studied and corresponding mathematical model was established and solved,a three-di-mensional formula for obtaining productivity was derived.The result of example indicates that the error of three-dimensional formula is6%and it is high accuracy.The productivity and the time of bottom water breakthrough of the horizontal wels were contrasted withthose of incomplete straight wels.The result indicates that the study of the percolation theory of producing bottom-water reservoirs u-sing horizontal wel provides reference for the production of similar reservoirs.Keywords:horizontal wel;three-dimensional formula;bottom water drived reservoir150 Safetyand Optimized Water Injection of the Marine Complex Fluvial Oilfield:A Case Studyon PL 19-3OilfieldGU Weimin,HOU Yawei (First Authors Address:Tianjin Branch of CNOOC,Ltd,Tianjin300452,China)Abstract:It was very important to find an optimization and safety injection for complex fluvial offshore oilfields,especialy oil spilingin marine oilfields.Faults,reservoir connectivity,study of safety and rational wel patterns and optimized water injection,preparationof dynamic monitoring scheme and the other factors were studied to try to find out a suitable waterflooding development mode to thiskind of complex fluvial facies oilfield.The method not only provides a guidance for carrying out safe,reasonable water injection in acomplex fluvial facies oilfield in the future,also provides certain reference for other similar oilfields.Keywords:offshore oilfield;complex fluvial facies;safety and optimized water injection;PL19-3Oilfield154 New Progress of Volumetric Network FracturingTechnologies for Shale Gas ReservoirsLI Xiaogang,SU Zhou,YANG Zhaozhong,LEI Tengjiao,HE Yuyao (First Authors Address:State Key Laboratory ofOil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu610500,Sichuan,China)Abstract:Volumetric network fracturing,which was a fracturing technology aimed at creating large-scale fracture network in shalereservoirs,has been proved to be one of the most effective stimulation measures for low or extremely low permeability shale gas reser-voirs.The principles and treatment processes of recently developed simultaneous fracturing(or zipper-fracturing),alternating fractu-ring(or Texas Two-step Method)and modified zipper fracturing(MZF)were introduced respectively in detail.Subsequently,advanta-ges and disadvantages of the mentioned fracturing methods were comparatively analyzed and the key assisted technologies of successfulvolumetric network fracturing,involving fresh-water fracturing,microseismic monitoring and parameter optimization were expoundedbriefly.Study shows that the disadvantages of the simultaneous fracturing,alternating fracturing and modified zipper fracturing(MZF)are avoided,thus their fracturing effects are much better than those of simultaneous fracturing and alternating fracturing,it providesnew thinkings for further development of shale gas.And in alusion to the currently existed problems,the possible reasons are analyzedand development directions in the future are pointed out.It is of great significance of high efficient development of Chinas sh

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