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压裂改造及其分类
人们将储层分为常规和非常规。压裂的目的不同，常规储层和页岩气储层的水力压裂实现时采用的策略是不同的。
页岩气的勘探开发需求引起了水力压裂技术与理论的发展，从而拓展了水力压裂技术的分类。因此，按储层的渗透性和增产机理，水力压裂技术可以分为3种类型：
（1）以解除污染并提高近井地带渗流能力的解堵型压裂。主要应用于渗透率比较高的储层，其水力压裂的实施策略是追求较高的人工裂缝导流能力。施工中采用较大排量、高砂比、有时配合端部脱砂等工艺，以消除钻完井过程中的污染，增加近井地带的渗透能力。这类水力压裂可以提高单井产量，但是因为人工裂缝尺度不大，对井网部署、注水开发、采收率等开发指标几乎没有影响。
（2）以增大油气泄油面积的改造型压裂。主要应用于低渗透和特低渗透储层，其水力压裂的实施策略是追求较长的人工裂缝长度。这类压裂施工采用高黏度压裂液，大液量、大砂量注入，在储层形成几十米或上百米并具有一定导流能力的长裂缝，扩大了单井泄油面积。由于人工裂缝尺度较大并具有一定的方向性，这类压裂可以提高单井产量和开采速度，有益于采收率等开发指标的改善。
（3）以形成最大SRV的缝网型压裂。当水力压裂技术应用于页岩气储层时，其储层改造机理与前面两种类型完全不同。页岩气压裂是通过尽可能“压碎”储层，在页岩储层中人工形成复杂密集裂缝网络，使游离和吸附在页岩空隙中的页岩气可以流动并汇集到井筒。这类压裂提高单井产量并决定了单井的可采资源量和采收率。
描述页岩气压裂的关键参数是压裂形成的有效裂缝体积ESRV（effective stimulated reservoir volume）、裂缝密度、支撑和未支撑裂缝导流能力，而不仅仅是人工裂缝的长度和导流能力。其水力压裂的实施策略是追求较高的有效裂缝体积。Cipolla定义裂缝复杂指数FCI（fracture complex index）来描述网络裂缝有效性，即网缝宽度与长度之比。这类水力压裂形成的裂缝网络使储层流体的流态复杂，压裂决定了井的初始产量和单井可采资源量（EUR）、开采的合理井距、以及采收率等开发技术指标。
Barnett某页岩气井压后微地震监测表明，网络裂缝的SRV达到14.5亿ft3（约4106万立方米），是单一裂缝改造体积的3.37倍。国内外页岩气压裂的SRV达到上千万立方米。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂分为3类：①解堵型压裂，通俗称为“压痛”；②改造型压裂，通俗称为“压开”；③裂缝型压裂（或“体积改造技术”），通俗称为“压碎”。