在致密性气藏中通过水力压裂可以提高油井产量。对于这种气藏，常规处理方法是泵入压裂液，将大量压裂支撑剂带入地层裂缝，并平均分布在产层裂缝中。目前，随着压裂技术的发展，越来越趋向于采用粘滞液携带高浓度支撑剂，以此产生更长、导流性更好的裂缝。 

　　但是根据90年代末期Meehan等人对于得克萨斯东部Cotton Valley砂岩层等致密砂岩气藏的研究，发现采用水基液压裂与采用交联液基压裂相比较，其处理后产量大致相当，而水基压裂的成本要远远低于效联液压裂。水基压裂在Austin Chalks构造具有很好的效果，其原因有以下几点： 

　　（1）由于该地层井底温度在250℉以下。在这个温度下，泵入任何瓜胶基凝胶必须添加破乳剂，而高速率的水基压裂液则能够清洗大量的原来未被破乳且仍存于裂缝中的压裂液。 

　　（2）Austin Chalk属天然裂缝性油藏，高速泵入水基液后，可以清洗打开裂缝，并达到与井眼连通的目的。 

　　（3）水泵入裂缝后，渗入基岩中，将油挤出来。这实际上相当于蒸汽吞吐注水法。 

　　（4）通过对采用不同种类和不同剂量的压裂液和支撑剂的作业实例进行对照和分类，大体上可以发现水基压裂的作业成本基本上是常规压裂作业成本的一半左右，且水基压裂作业的风险性更低。从发展的眼光看，采用水基压裂是目前处理这类油气藏的最好办法。 

　　在致密砂岩气藏中进行压裂增产设计时，压裂液中需要添加大量的支撑剂，并且不能破坏裂缝和裂缝面。当压裂液破乳和清洗时，若干实例表明，压裂液中的支撑剂浓度越高，产生的裂缝越长，产气量越高，但是有时区域伤害越严重。油层底的井眼温度在250℉或低于250℉时，必须添加适量的破乳剂，否则，瓜胶基压裂液不会破乳，得不到恰当的清洗。如果交联液经过破乳后没有达到较低的粘度，则会破坏裂缝，从而影响气藏的产量。 

　　既然理论表明只要处理层在油层以内，压裂液中支撑剂越多，气产量越高，并没有破坏裂缝面，那么，对于Carthage Cotton Valley层段，由于交联液没有在井底低温下油层中破乳并清扫，因此在这种情况下水基压裂液的效果与交联液效果是一样的。交联液在Carthage Cotton Valley层的失效说明目前油藏增产技术需要更好的压裂液，或是破乳剂、支撑剂及支撑剂传送系统。因此在今后几年内，工业上应注意研发当井底温底低于250℉时的致密砂岩气藏的最优的增产措施。