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 × 10−3 μm，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。目前页岩气的开采技术主要有水平井 + 多段压裂技术、同步压裂技术清和水压裂技术等。

•  水平井技术

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。如图所示，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；

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。

威201-H1井、昭通YSH1-1井、彭页HF-1井的施工过程中，PDC钻头、旋转导向钻井、优快钻井。技术、防漏堵漏技术、油基钻井液体系和固井工艺等得到运用，并获得较好效果，满足后期增产作业的技术要求，为页岩气水平井的设计与施工提供了一定的技术支撑。

• 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。

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。江汉油田采用可钻桥塞和射孔联作工艺技术，成功实施了建页HF-1井水平段大液量多段(7段)压裂试验，该井压裂效果显著，为在页岩气水平井大液量多段压裂改造积累了技术及现场实施经验 。涪页HF-1井泵送易钻桥塞分段大型压裂技术的成功实施，也为今后国内页岩气水平井分段大型压裂提供了参考。

但是，我国对美国成熟技术还未完全掌握，在页岩气开发技术上与美国有不小的差距。在水平井钻完井方面，储层保护、随钻测井、地质导向和钻井液设计技术缺乏，导致钻井成本高、周期长。分段压裂方面，储层评估方法、裂缝诊断监测技术、分段压裂设计及主要工具等受制于国外公司，增产改造成本居高不下。北美单井水平段分段压裂一般可达30~40段，最多可到60段，而我国还很难达到。

美国技术本身还存在很多需要改进和发展的问题。美国采用的技术需要大量的水，而且污染严重，对于我们这样水资源稀缺和环境脆弱的国家也是一个不小的考验。

此外，页岩气开发是一个系统工程，勘探开发不同阶段需要不同的工艺和设备，它们组成复杂的配套技术体系，每一项技术都很重要，除了水力压裂技术、水平钻井技术，还有选区评价技术、实验分析技术、微地震监测技术、测井解释技术、三位地震技术等等。往往仅一、二项技术工艺上的缺失缺陷就可影响到整个生产链的完成和成本的降低。从页岩气开发上看，主体技术的初步具备还不意味着具有整套技术系列的保障，某些单位掌握的先进技术还有普及应用的问题。我国要逐步完成、完善其配套技术确实还有一段实践过程，与美国的现状相比也有不少差距。

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