Reservatórios de shale gas/shale oil possuem elevado grau de anisotropia devido à presença de fraturas naturais (NFs) e também da orientação dos estratos. Com isso as fraturas induzidas hidraulicamente (HFs) interagem com as NFs e geram uma rede de fraturas com morfologia complexa. A existência de NFs modifica o campo de tensões no folhelho e influencia diretamente o comportamento geomecânico das HFs durante a operação de fraturamento, gerando ramificações na fratura dominante e contribuindo para a formação da rede complexa de fraturas. A construção de uma rede de fraturas aumenta significativamente a condutividade da formação, pois conecta fraturas e poros que anteriormente encontravam-se isolados, incrementando assim o índice de produtividade dos poços e proporcionando maior viabilidade econômica nos projetos em reservatórios de shale gas/oil. Este trabalho apresenta uma análise de sensibilidade da influência do espaçamento entre fraturamentos na construção da rede de fraturas complexas gerada em shales, visando entender como este parâmetro modifica o volume de reservatório estimulado e a distribuição de propante na rede de fraturas, de maneira a evitar problemas nesta fase do projeto e assim, manter a sustentação da rede economicamente viável. A revisao de literatura contempla os principais trabalhos publicados sobre este tema e os modelos não-convencionais de fraturas (UFM) usados para a modelagem da rede de fraturas complexas. A análise de sensibilidade será realizada por meio do software MShale, que usa um método estocástico de rede de fraturas discretas (DFN) e resolve numericamente as equações de equilíbrio e da poroelasticidade para shales, em termos de tensões efetivas, além das equações de conservação de massa, momento linear e energia com dissipação viscosa para escoamento lento (creeping flow). Para a análise, os demais parâmetros que influenciam na contrução da rede serão mantidos constantes e somente o espaçamento entre fraturamentos sofrerá variação.