相对于常规天然气，页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，通常渗透率小于1×10−3μm，孔隙度最高仅为4%~5%，气流阻力比常规天然气大，需实施储层液压破碎才能开采。使用水力压裂和水平井技术，可大大提高页岩储层中页岩气藏的开采量。
1、垂直井技术
垂直井是页岩气早期开采的主要手段。在钻小于1000米的浅井时，一般采用钻进速度较快的欠平衡旋冲法，可有效减小对地层的破坏；在钻进1000~2500米的深井时，则采用轻质钻井液液随随钻常规旋转钻井法。
2、水平井技术
随着2002年美国德克萨斯州Fort Worth盆地Barnett页岩产层7口水平试验井取得巨大成功，水平井得以在业内大力推广，迅速成为页岩气开采的主要钻井方式。
水平井提高了与页岩层中裂缝接触的可能性，增大了与储层中气体的接触面积，同时，水平井减少了地面设施，开采延伸范围大，避免了地面不利条件的干扰，产量是直井的3~5倍。
目前国内的水平井钻井技术主要有控制压力钻井、低压欠平衡空气钻井和旋转导向钻井等技术。控制压力钻井技术能够很好地克服井壁坍塌问题；低压欠平衡空气钻井技术应用较成熟，旋转导向钻井技术，井眼净化效果好、井身轨迹控制精度高、位移延伸能力强，是水平钻井技术发展的重要方向。国内页岩气水平井完井技术得到了一定的发展，主要的完井技术有：水力喷射射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井技术。组合式桥塞完井是页岩气完井最常用也是最耗时的完井方法，在套管井中，用组合式桥塞分割各段，分别进行射孔和压裂；如水力喷射射孔完井是以高速喷出的流体射穿套管和岩石，不用下封隔器和桥塞，可以缩短完井时间；机械式组合完井采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工。
与垂直井相比，水平井虽然建设成本较高，但由于其能显著地增大与页岩层中裂缝的接触面积，有效改善储层中页岩气体的流动状态，提高出气率，故水平井在初始开采速率、控制储量和最终评价可采储量方面比垂直井要高2~3倍。
3、压裂增产技术
由于页岩气藏超低渗透率和低孔隙度，水平井需经过多级大规模水力压裂处理，才能保证页岩气藏经济生产。压裂增产技术是页岩气成功开发的核心技术之一。
按照压裂介质，可分为泡沫压裂和水力压裂。
1、泡沫压裂。以液氮或二氧化碳泡沫作为压裂剂的压裂手段，一般用于埋深较浅、地层压力较低的页岩储层，具有造缝效率高、低滤失性、携砂和返排能力强，摩阻系数低，对储层伤害小的优点，但对注入压力要求较高，产生裂缝形式简单，难以为气体运移提供更多通道，且成本不菲。
2、水力压裂。以清水为压裂剂，常用于埋深较大、地层压力较高的储层，对支撑剂的需求较少，无须表面活性剂和稳定剂，且很少需要泵来增压，故成本较低。水力压裂是清洁压裂技术，能够清洗裂缝，可在一定程度上额外提高储层的渗透率。
按照压裂方式，可分为以下几种。
1、水平井分段压裂。即在比较长的水平井段上进行多阶段压裂作业，形成多条水力裂缝，有效增加裂缝网络，以提高产气量。分段压裂可以有效减少成本，尤其是与前置液钻井相结合，能最大限度地节约动员、解散、材料处理的时间和成本，缩短准备时间以及每次泵送作业之间的停机时间。
2、重复压裂。随着时间的推移和压力的释放，初次压裂形成的由支撑剂维持的裂缝将逐渐闭合，造成页岩气产量严重降低。为恢复产能而对页岩储层进行的再次压裂，即为重复压裂。
3、同步压裂。同步压裂一般由两口及以上的井同时或交互作业，是利用高压下压裂液与支撑剂在两口井之间运移距离最短的原理，来增大压裂裂缝密度和面积，从而达到增产的目的。
我国在常规油气领域几十年积累的水平井开发经验同样加速了目前国内页岩气的技术开发进程。水平井水力压裂技术在国内常规油气开发中应用广泛，尤其是多级压裂技术、重复压裂技术、清水压裂技术，有较多成功应用的实例。
在水平井分段压裂技术方面，我国已经取得一定突破，形成了低渗透油气田水平井双封单卡分段压裂、水力喷砂分段压裂、封隔器滑套分段压裂等3大技术，完善了碳酸盐岩储层自转向高效酸化/酸压、化学暂堵胶塞分段压裂、水力裂缝监测与评价和水平井修井作业等4项配套工艺，建立了一套压裂裂缝与井网优化设计方法。我国已经在长庆实现了7段水平井分段压裂技术，并在四川蜀南地区引进并吸收10段及以上的长井段水平井分段压裂技术。
虽然有吸附与游离相天然气的同时存在，但页岩气的开发并不需要排水降压。由于页岩中游离相天然气的采出，能够自然达到压力降低的目的，从而导吸附相及少量溶解相天然气的游离化，达到进一步提高天然气产能并实现长期稳产之目的。由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低，因此岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施，压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。
有专家提到根缘气，J.A.Masters（1979）提出了深盆气（Deepbagas）思想，建立了气水倒置的模式，描述了天然气勘探开发的广阔前景。由于识别难度大，P.R.Rose等（1986）提出了盆地中心气（Basin-centergas），B.E.Law等人研究思路将该类气藏的识别方法从“区域气水倒置”改进为“没有边水”，从而简化了繁琐的识别过程并在很大程度上提前了对该类气藏的识别时间。由于对“无边底水的确定仍然较多的钻井地质资料故仍然不是最佳的解决方案。
经过实验研究，将根缘气确定为致密砂岩中与气源岩直接相连的天然气聚集，并强调其中的砂岩底部含气特点。由于紧邻气源岩（根）天然气与地层水在运移动力上形成直接传递的连续介质，故被视之为根缘气。该类气藏主体形成于砂岩普遍致密化后，大致对应于煤系及暗色泥岩的热解及石油的裂解生气阶段，故一般的埋藏深度相对较大。
根缘气研究方法基于天然气成藏动力学原理，将气藏识别技术推进到单井剖面即是否出现并发育砂岩底部含气特征（与常规圈闭中的砂岩顶部含气模式和特点完全不同），在野猫井（而不是预探井甚至开发井）上即可对气藏类型进行最早期的快速识别。只砂岩底部含气就能够说明，天然气在成藏动力上的连续性，并进一步阐述天然气成藏的机理特点，从而确定天然气的聚集机理类型，即深盆气、盆地中心气、缘气甚至向斜含气或满盆气等的存在，确定天然气的成藏、富集及分布特点。
1、国外开发现状
世界上的页岩气研究和勘探开发最早始于美国，目前美国和加拿大是页岩气规模开发的 2 个主要国家。
页岩气分布北美克拉通盆地、前陆盆地侏罗系、泥盆系，密西西比系富集多种成因、多种成熟度页岩气资源。 在世界其他国家，随着页岩气勘探开发的深入，北美区页岩气勘探开发深度已达2000～4000米，最大接近6000米。目前，除美国和加拿大外，澳大利亚、德国、法国、瑞典、波兰等国家也开始了页岩气的研究和勘探开发。许多国家的大型油气公司都在世界范围内寻找页岩气，比如澳大利亚、中国、南非和欧洲。欧洲现在约有30～50台陆上钻塔，而美国至少有1500台。钻塔数量上的差距会在开采过程中产生质的差别，因为页岩气一旦开采就需要连续性地保持产量。页岩气井开采初期的产气量会很高，如果不抓紧时间开采，就会流失产量的70%～90%。
美国已进入页岩气规模化生产阶段，页岩气资产交易异常活跃。2009年1月—2010年4月，美国与页岩气相关的并购交易总额高达500.33亿美元。
美国随着相关政策的倾斜，参与页岩气勘探开发的企业也分别从2005年、2007年的23家、64家增加到2009年的100多家。产量从2007年的340亿立方米增加到2009年的950亿立方米，超过我国常规天然气的年产量（830亿立方米）。2009年，美国在天然气开采量上首次超过俄罗斯，位居世界第一，原因就是其页岩气开采在天然气开采总量中上升10%。国际能源署在其2009年度《世界能源展望》报告中称，美国预计到2020年页岩气产量占其国内天然气总产量的比例会增加到20%。美国政府对页岩气开发的重视为页岩气发展提供了强劲的动力。除了在国家政策上的支持外，美国政府还提供了大量资金来鼓励开展非常规天然气研究和开发工作，包括拨款、贷款和贷款担保、培训资助、科研资助和勘探直接投入。2004年美国能源法案规定10年内每年投资4500万美元用于非常规天然气研究。据美国能源信息署（EIA）预测，未来20多年，页岩气产量还会大幅上升，到2030年页岩气产量将占到美国天然气总产量的24.3%。
本世纪初，美国公司将水平井、断层技术相结合，粉碎了坚硬的岩石层，提取了页岩气，大举突破页岩气的技术难关。美国石油企业竞争激烈，这迫使一些创新型、小型的能源公司向高技术迈进，它们的技术又被大型石油公司所购买，因而页岩气实现了真正的商业化开采，目前国际上页岩气开采技术最先进的是美国。
美国的页岩气开发大致过程：取得矿业权→获得许可证→钻探→水力压裂→建设→生产→提高回收修理技术→气井废弃和复垦。
北美非常规气快速发展主要得益于技术突破，水平钻井、水力压裂技术进步提高了储层接触，装备技术进步降低了单位生产成本，尤其是低成本的浅层井进展为页岩气商业化开采做出了重要贡献。美国和加拿大页岩气技术已趋成熟，并进入规模化生产阶段。
2、国内开发现状
国土资源部2009年10月份在重庆市綦江启动了中国首个页岩气资源勘查项目。这标志着继美国和加拿大之后，中国正式开始这一新型能源页岩气资源的勘探开发。将对中国新型能源建设起到积极的示范作用，在中国油气领域具有里程碑意义。2012年3月20日，壳牌公司已经与中国石油签署了一份产品分成合同，将在中国四川盆地的富顺—永川区块进行页岩气勘探、开发及生产。两家公司对页岩气的开发还处于勘探阶段，暂并未进入实质性开采。2012年9月24日，全国首个页岩油气产能建设项目——中石化梁平页岩油气勘探开发及产能建设示范区8个钻井平台全面开钻。
2012年11月13日-16日，为期四天的2012年中国国际页岩气大会在重庆召开，主题为“促进投资与合作，推动中国页岩气产业的商业化发展”。200多名全球各地的页岩气资源开发商、购买商、贸易商、技术支持方、油田服务及设备供应商、顶尖的页岩气产业研究专家以及政府顾问人士参会。会上，国土资源部油气资源战略研究中心研究员李玉喜透露，多项扶持页岩气产业化的政策正在酝酿中。这一系列扶持政策主要包括：一是页岩气市场化定价政策，同时页岩气利用方式可以灵活；二是监管体系强调一级管理，实际又分为二级三级监管，即让各省各级参与管理的监管体系，使整个监管过程向下延伸到页岩气井；三是税收上将多数利税留给地方，以对企业和地方都有利。
尽管业界对我国页岩气的关注度持续升温，但参与“2012年中国页岩气发展论坛”的业内专家认为，我国页岩气开发中仍然面临一些问题亟待解决，包括技术准备、资源储量评价、政策研究到开发模式等方面，都需借鉴美国的成功经验，不能急于求成。
中国地质调查局副局长王研当日在“2019年全国地质调查工作会议”上指出，去年，长江中游宜昌鄂阳页2井获高产工业气流，实现了中国页岩气勘查开发从长江上游到中游的战略性拓展。
据中国地质调查局介绍，鄂西地区在震旦系、寒武系、志留系三个地质层系均获高产页岩气流。一是下部震旦系鄂阳页2井获产量5.53万立方米/日、无阻流量19.82万立方米/日的高产工业气流，是迄今全球最古老页岩气藏，为中国页岩气勘查向深部进军提供了一套新的层系。二是中部寒武系鄂宜页1井获产量6.02万立方米/日、无阻流量12.38万立方米/日的高产工业气流，鄂阳页1井获产量7.83万立方米/日、无阻流量28.85万立方米/日的高产工业气流，是四川盆地以外首次在该层系获得工业气流，开辟了勘查新区。三是上部志留系鄂宜页2井500米水平井段获产量3.15万立方米/日、无阻流量5.76万立方米/日的工业气流，实现了当前中国页岩气主力开发层系由长江上游向中游的拓展。
中国地质调查局指出，鄂西地区页岩气调查攻坚创新了页岩气成藏理论和勘查技术。针对地层时代老、储层改造难、地层压力低、采气难度大等世界级难题，创新形成选区评价、钻探工程和压裂试气三大技术体系。其中，复杂区选区评价、储层压裂改造和压裂试气3项技术达到国际领先水平。
页岩气资源潜力评价显示，中国鄂西地区页岩气地质资源量达11.68万亿立方米，具有建成年产能100亿立方米的资源基础。中国工程院院士康玉柱等11位专家认为，鄂西页岩气调查取得的成果是战略性突破，具有里程碑式的引领作用，成果总体达到国际先进水平，部分达到国际领先水平。
国家能源局对外发布的《页岩气发展规划（2016－2020年）》提出，创新体制机制，吸引社会各类资本，扩大页岩气投资。通过技术攻关、政策扶持和市场竞争，大幅度提高页岩气产量，把页岩气打造成我国天然气供应的重要组成部分。
规划指出，随着我国经济增速换挡，以及石油、煤炭等传统化石能源价格深度下跌，天然气竞争力下降，消费增速明显放缓。而国内天然气产量稳步增长，中俄等一系列天然气长期进口协议陆续签订，未来天然气供应能力大幅提高。按目前能源消费结构，“十三五”期间天然气供应总体上较为充足。页岩气比常规天然气开发成本高，市场开拓难度更大。
在发展目标方面，规划明确，完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术；在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。
规划还对2030年发展目标进行了展望：“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，2030年实现页岩气产量800亿到1000亿立方米。
规划明确，鼓励自主开发与对外合作相结合，积极引进先进适用技术，支持多种投资主体合资合作开发，努力扩大勘探开发投入。同时，完善页岩气区块准入和退出机制，增加投资主体，强化市场竞争，促进工程技术升级换代，加快成本降低，提高页岩气开发的经济性。此外，针对页岩气发展初级阶段工程技术不成熟、勘探开发成本高、经济效益低等问题，完善相关扶持政策，保障行业可持续发展。
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