由于页岩气的赋存方式和成藏机理比较复杂，其开采具有以下难点：
( 1) 生产率和采收率波动较大，产气量相对偏低。根据埋藏深度、地层压力、有机质含量和吸附气量等不同，页岩气采收率随着生产浮动较大( 5%～60%) ，一般低于常规天然气采收率(>60%) 。
( 2) 孔隙度低、渗透率极低。页岩气藏储层具有低孔隙度、极低渗透率的特征，据统计，美国主要页岩气藏孔隙度为4. 22% ～ 6. 51%，渗透率为由于页岩气的气流阻力较常规天然气大许多，导致一般无自然产能或低产，所有生产井都必须进行酸化压裂等储层改造后才能实现经济开采。
( 3) 井的寿命和生产周期长。页岩气主要以游离态和吸附态赋存于泥页岩及其夹层中，游离气渗流速度快，初期产能较高，但持续时间不长，产能大幅下降; 吸附气解析、扩散过程缓慢，产能较初期明显降低，但产气量趋于稳定且持续时间较长。据调研统计，页岩气井的预测生产周期一般高于30a，美国Barnett 页岩气田开采寿命预测可达80～100a。
页岩气钻完井工艺技术
钻井技术发展概述美国对页岩气的勘探开发已有80 多年的历史，相关技术经验一直处于世界第一，目前正对Marcellus、Barnett、Haynesville、Fayetteville 和Woodford 页岩气带进行大规模经济开发， 2011年美国天然气产量达6513亿立方米,超过了俄罗斯,几乎是中国的6.5倍。
世界上第一口页岩气井于1821 年在美国完钻，页岩气钻井技术大概经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井的发展过程。直井是美国2002 年之前页岩气开发的主流钻井方式，其目的是获取页岩气地质、油藏资料，为后续钻井、压裂和采气等做技术准备; 继2002 年Devon 公司在Fort Worth 盆地Barnett 页岩气7 口水平井的试钻成功，利用增加储层泄流面积、提高页岩气采收率等方式使得产气量显著提高，水平井、分支井、丛式井水平井等得以迅速发展，相继成为美国页岩气开发的主要钻井方式。
1、钻井工程技术
国外页岩气藏主要有直井和水平井两种钻井方式。一般情况下，若页岩储层为水平裂缝，则主要采用垂直井; 若页岩储层为垂直裂缝，则多采用水平井，形式包括单支、多分支和鱼骨状水平井等。
水平井钻井技术经过近80年发展，目前已相当成熟完善，特别是井下动力钻具、地质导向工具、旋转导向钻井系统、随钻测量系统、控压钻井等新技术出现，使得在页岩气勘探开发领域水平井较直井更具优势:
1) 尽管水平井成本稍高，大概是直井的1. 5 ～2 倍，但是日产气量和可采储量为直井的3 ～ 4 倍。经统计，2006 年上半年Barnett 页岩气田的直井最高日产量为，而同期水平井最高日产量可达。
2) 水平井可大大提高页岩气储层的天然裂隙钻遇率。水平井能增加井筒与储层的接触面积，提高天然裂隙钻遇率高达几十倍甚至几百倍( 若水平段长度为200 m 以上) ，从而改善储层流体的流动状态，获得更大泄流面积，提高天然气产量。
3) 水平井在复杂地质条件下的页岩气开采中独领风骚。例如在Barnett 页岩气田外围生产区块，利用水平井成功解决了Barnett 组的页岩受上下石灰岩的包夹问题，防止了Ellenburger 组白云岩层遭水侵，为后续压裂改造降了低风险。
4) 水平井可减少钻井数量，解决地面施工受限问题，同时也延伸了页岩气开采区域。为了开采多层页岩气，水平井、分支井开始大量用于页岩气开发，将成为未来的发展趋势。2004 ～ 2006 年，Barnett页岩成功开发的水平井总计4050口，约占生产井总数57%，2007 年完钻水平井2219 口，占该区全年页岩气完井总数的94%。
为实现投资成本和投产效益的最优化，页岩气水平井的直井段长度一般不超过3 000 m，水平井段长度为500 ～ 2 500 m。考虑到页岩气开采需进行人工压裂，建议最佳钻井方位是沿最小水平地应力方向，以提高储层天然裂隙的钻遇率，为最优的压裂效果做技术准备。
页岩气水平井钻井的核心技术主要包括:
• 随钻测井技术( LWD)
• 随钻测量技术( MWD)
• 地质导向技术
• 控压或欠平衡钻井技术
• 旋转导向技术
• 有机和无机盐复合防膨技术
欠平衡钻井技术可解决钻进过程中的卡钻、井漏、井塌等施工难题，提高机械钻速，充分保护储层;在某些成熟、稳定、地层相对干燥的区块，建议实行气体钻井，机械钻速数倍提高。例如，国内正试验开发的长宁、威远页岩气区块，上部井段多处出现了恶性井漏、机械钻速偏低等难题，如宁201 井等，改用充气钻井技术后，有效解决了以上难题，快速顺利钻至固井井深。
LWD、MWD 技术，不但可以对井斜、方位进行实时监测，优化关键钻进参数，同时将随钻测量数据和地震数据进行对比，对地层做出及时评价，精确引导中靶地质目标，提高储层钻遇率。
旋转导向技术常应用于一些位移大、水平段长、风险高的页岩气水平井钻井。因为该项技术可有力解决困扰该类水平井施工的主要技术瓶颈，比如，摩阻和扭矩偏大，机械钻速偏低、井下事故频繁等。
2、完井工艺
根据以往施工经验统计，一口页岩气井的投产能否成功，完井工艺是关键。因为页岩气油藏的孔隙度和渗透率极低，必须采用特殊的固井、完井工艺技术才能完成投产。
页岩气固井水泥浆已发展多种，目前较普遍使用的是泡沫水泥固井技术。与常规固井水泥浆相比，泡沫水泥浆的优势更加突出: 高强度、低密度、低失水量、超稳定性等，优质高效的防窜气特性可解决低压、易漏、长封固段等固井难题，同时泡沫水泥浆侵入井壁深度较浅，可明显缓解固井所造成的储层污染。数据统计显示，采用泡沫水泥固井工艺比常规固井的产气量平均高30%。我国从20 世纪80年代已开始泡沫水泥固井工艺技术研究，目前该项技术已取得了长足进步，在国内多个油田生产区块取得了实验性应用成功。
经调研统计，页岩气井普遍采用的完井方式可分为三大类:
• 水力喷射射孔完井
• 组合式桥塞完井
• 机械式组合完井
1) 水力喷射射孔完井是根据伯努利能量转换原理，使流体通过喷射工具，油管中的高压流体能量被转化为动能，产生高速流体冲击岩石形成射孔通道，实际应用中通常使用低砂浓度携砂液来完成水力喷射任务。由于该工艺成熟、操作简单灵活，移动射孔管柱即可进行多层射孔施工，避免下封隔器或桥塞，大大缩短了完井工期。
2) 组合式桥塞完井是页岩气水平井最广泛使用的完井方式，其原理是利用组合式桥塞将套管井分隔成多井段，依次逐段进行射孔、压裂，操作流程概括为: 下套管、固井、射孔、坐封桥塞、钻桥塞。该工艺的缺点是现场流程繁多、操作复杂、费时费力。
3) 机械式组合完井是国外近年发展起来的一种新型完井技术，其工作原理是利用膨胀封隔器和滑套系统组成一趟管柱进行固井和分段压裂。
操作流程为: 完井管串下入水平段、坐封悬挂器、注酸溶性水泥浆固井、泵入压裂液、井口投球控制滑套系统、水平段最末端第一级压裂、依次第二、三级等逐级压裂、防喷洗井、投产。该工艺主要适用于长水平段页岩气井的逐级压裂，其中哈里伯顿公司的DeltaStim 完井技术为市场主导。
3、储层压裂改造工艺技术
页岩气储层的裂缝发育情况将决定流体运移、聚集状况，严重影响页岩气的生产开发。由于页岩气藏的低孔隙度、低渗透率特征，导致天然裂隙发育较好可直接投产的页岩气藏不足10%，绝大多数页岩气井都要依靠人工压裂的方式沟通天然裂缝通道，同时产生新的人工水力压裂缝，形成裂缝空间网格以增大储层改造体积，提高流体的运移聚集速度，达到增速增产的目的。
以美国和加拿大为首的页岩气储层改造技术可分为两大类: 直井多层压裂技术和水平井逐级压裂技术。
1) 直井分层水力压裂技术
在北美页岩气探勘开发早期，大多数采用直井了解页岩气藏特性，配套使用连续油管、水力喷砂射孔、环空加砂的水力射孔压裂改造技术。分层水力压裂技术应用十分广泛，既可以在裸眼、筛管完井的直井或水平井中加砂压裂，也可在套管井筒内射孔和压裂，不需下封隔器，逐层喷孔压裂，无需对已压开开的井段进行封堵，尤其是仅用一趟管柱可同时完成水力喷砂射孔、环空加砂和水力压裂施，降低地层破裂压力，有助于裂缝的形成和延伸，具有管柱结构简便、排量可选范围大、井下事故率低、施工效率高等技术优势。
国内首例水力喷射压裂于2005 年12 月9 日，由长庆油田与哈里伯顿公司联合，在靖平1 井试验成功，随后在长庆苏里格气田、大牛气田、克拉玛依油田、吐哈油田等得以发展完善，目前多科研院所相继研究出了拥有自主知识产权的配套工具设备。
2) 水平井分段压裂技术
随着水平井快速发展成为页岩气开采的主要方式，水平井分段压裂技术逐渐发挥着重要作用，它既能延长水平井穿越储层的横向长度，还能形成纵向裂缝网格，扩大单井泄气面积，可以大大提高单井产量和最终采收率。
根据封隔器工作原理的不同，分段压裂技术可分为: 桥塞封隔器分段压裂技术、滑套式封隔器分段压裂技术、膨胀封隔器分段压裂技术、多井同步压裂技术。
① 桥塞封隔器分段压裂技术
该技术的施工流程可概括为:
用电缆或连续油管对第一段射孔和压裂、下入速钻桥塞压裂管柱、坐封桥塞、射孔枪与桥塞分离、上提管柱至第二段射孔和压裂、依次进行多级压裂。
其技术特点是: 速钻桥塞采用新型复合材料制成，耐高温达230℃，耐高压达85 MPa; 密度小，易循环携带至地面; 可钻性好，压裂后可快速钻掉所有桥塞，减少压裂液在储层中的滞留时间，降低对储层污染，压裂改造体积更大，效果更明显。
因此，该技术在北美页岩气井改造中被广泛应用，逐渐占据主导地位。核心技术是可钻桥塞的复合材料、下桥塞及其坐封、桥塞与射孔枪分离。国内华北油田、中石油勘探院都开展对可钻桥塞复合材料的研究，但与贝克休斯、斯伦贝谢公司相比存在较大差距。
② 滑套封式封隔器压裂技术
该技术原理是采用裸眼封隔器分段，通过投球憋压打开滑套的方式完成分段压裂，并研制配套的专用井口头球器。
施工流程为: 下入工具串，坐封封隔器、憋压打开最末端滑套，压裂最底井段; 井口投球，憋压打开次末端滑套，压裂第二井段; 依次逐级完成分段压裂。由于该技术入井工具过多，多级滑套憋压控制难度高，导致施工复杂且风险高，不断被桥塞封隔器分段压裂技术所取代。
③ 自膨胀式封隔器压裂技术
遇水/油浸泡膨胀式分隔器工作原理是，包覆在膨胀管外部的可膨胀橡胶，利用不同橡胶遇油气或水自膨胀的原理封隔外环空，实现无水泥的层间封隔，具有较高的耐压特性(70 MPa) ，可以进行水平段的分段压裂。
该项产品结构简单，坐封牢靠，但价格昂贵。目前，世界上仅有哈里伯顿、贝克休斯、TAM 等少数公司拥有该项技术，2008 年中石油勘探院自主研发出遇油自膨胀封隔器，在冀东油田现场试验封隔地层成功。
④ 多井同步压裂技术
同步压裂技术是对两口距离和垂深相近的邻水平井同时进行平行水力压裂，促使压裂液及支撑剂由分支端部至根部逐级发生井间移动，以增加水力压裂缝网格的密度和表面积。这项技术起源于2006 年美国沃斯堡盆地Barnett页岩气水平井压裂，在间距197 m 的两口平行水平井中同时进行压裂，短期增产效果十分明显。随后该技术不断成熟，目前已发展成三口井同时压裂，甚至四口井同时压裂。据数据统计，Parker的29 个区块和Johnson 的104 个区块分析表明，平均产量比独立压裂的可类比井提高21% ～ 55%。
近年来，我国的连续油管水力喷射加砂压裂技术发展已较成熟，特别是在大庆油田、西南油气田、长庆油田等取得了优异的增产效果。国内不少油气压裂公司引进国外先进大型压裂设备，如HQ20000型压裂车、FBRC100ARC 混砂车、HR10M 连续油管作业等，促使水平井分段压裂技术得以推广应用。我国页岩气井压裂改造技术已取得很好的现场应用效果， 2010 年5 月10 日，中石化方深1 井页岩层段压裂成功，同年9 月10 日，中石油威201 井经过压裂后，井口测试日产气量。
页岩气是非常规天然气之一，一般以吸附态或游离态蕴藏于泥岩、页岩、泥页岩及粉砂岩夹层中，大概25%以游离态赋存于页岩天然裂缝、孔隙等储集空间，约75% 以吸附态存在于干酪根、矿物颗粒表面及煤热裂解物，在一定地质条件下聚集成藏并达到经济开采价值。与常规储层气藏的最大区别在于页岩不仅是烃源岩，而且还是页岩气藏的储集层和封盖层。
页岩气藏具有资源丰度低、低孔隙度、低渗透率、低日产量、投产递减快等特征，需要大型水力压裂和水平井技术才能经济开采，单井生产周期长。
