相對于常規天然氣，頁巖氣藏的儲層一般呈低孔、低滲透率的物性特征，通常滲透率小于1 × 10−3 μm，孔隙度最高僅為4%~5%，氣流阻力比常規天然氣大，需實施儲層液壓破碎才能開采 。使用水力壓裂和水平井技術，可大大提高頁巖儲層中頁巖氣藏的開采量。目前頁巖氣的開采技術主要有水平井 + 多段壓裂技術、同步壓裂技術清和水壓裂技術等。

•  水平井技術

水平井提高了與頁巖層中裂縫接觸的可能性，增大了與儲層中氣體的接觸面積，同時，水平井減少了地面設施，開采延伸范圍大，避免了地面不利條件的干擾，產量是直井的3~5倍。

目前國內的水平井鉆井技術主要有控制壓力鉆井、低壓欠平衡空氣鉆井和旋轉導向鉆井等技術。控制壓力鉆井技術能夠很好地克服井壁坍塌問題；低壓欠平衡空氣鉆井技術應用較成熟，旋轉導向鉆井技術，井眼凈化效果好、井身軌跡控制精度高、位移延伸能力強，是水平鉆井技術發展的重要方向。

國內頁巖氣水平井完井技術得到了一定的發展，主要的完井技術有：水力噴射射孔完井、組合式橋塞完井、機械式組合完井技術。如圖所示，組合式橋塞完井是頁巖氣完井最常用也是最耗時的完井方法，在套管井中，用組合式橋塞分割各段，分別進行射孔和壓裂；

水力噴射射孔完井是以高速噴出的流體射穿套管和巖石，不用下封隔器和橋塞，可以縮短完井時間；機械式組合完井采用特殊的滑套機構和膨脹封隔器，適用于水平裸眼井段限流壓裂，一趟管柱即可完成固井和分段壓裂施工。

威201-H1井、昭通YSH1-1井、彭頁HF-1井的施工過程中，PDC鉆頭、旋轉導向鉆井、優快鉆井。技術、防漏堵漏技術、油基鉆井液體系和固井工藝等得到運用，并獲得較好效果，滿足后期增產作業的技術要求，為頁巖氣水平井的設計與施工提供了一定的技術支撐。

• 壓裂增產技術

由于頁巖氣藏超低滲透率和低孔隙度，水平井需經過多級大規模水力壓裂處理，才能保證頁巖氣藏經濟生產。壓裂增產技術是頁巖氣成功開發的核心技術之一。

我國在常規油氣領域幾十年積累的水平井開發經驗同樣加速了目前國內頁巖氣的技術開發進程。水平井水力壓裂技術在國內常規油氣開發中應用廣泛，尤其是多級壓裂技術、重復壓裂技術、清水壓裂技術，有較多成功應用的實例。

在水平井分段壓裂技術方面，我國已經取得一定突破，形成了低滲透油氣田水平井雙封單卡分段壓裂、水力噴砂分段壓裂、封隔器滑套分段壓裂等3大技術，完善了碳酸鹽巖儲層自轉向高效酸化/酸壓、化學暫堵膠塞分段壓裂、水力裂縫監測與評價和水平井修井作業等4項配套工藝，建立了一套壓裂裂縫與井網優化設計方法。我國已經在長慶實現了7段水平井分段壓裂技術，并在四川蜀南地區引進并吸收10段及以上的長井段水平井分段壓裂技術。江漢油田采用可鉆橋塞和射孔聯作工藝技術，成功實施了建頁HF-1井水平段大液量多段(7段)壓裂試驗，該井壓裂效果顯著，為在頁巖氣水平井大液量多段壓裂改造積累了技術及現場實施經驗 。涪頁HF-1井泵送易鉆橋塞分段大型壓裂技術的成功實施，也為今后國內頁巖氣水平井分段大型壓裂提供了參考。

但是，我國對美國成熟技術還未完全掌握，在頁巖氣開發技術上與美國有不小的差距。在水平井鉆完井方面，儲層保護、隨鉆測井、地質導向和鉆井液設計技術缺乏，導致鉆井成本高、周期長。分段壓裂方面，儲層評估方法、裂縫診斷監測技術、分段壓裂設計及主要工具等受制于國外公司，增產改造成本居高不下。北美單井水平段分段壓裂一般可達30~40段，最多可到60段，而我國還很難達到。

美國技術本身還存在很多需要改進和發展的問題。美國采用的技術需要大量的水，而且污染嚴重，對于我們這樣水資源稀缺和環境脆弱的國家也是一個不小的考驗。

此外，頁巖氣開發是一個系統工程，勘探開發不同階段需要不同的工藝和設備，它們組成復雜的配套技術體系，每一項技術都很重要，除了水力壓裂技術、水平鉆井技術，還有選區評價技術、實驗分析技術、微地震監測技術、測井解釋技術、三位地震技術等等。往往僅一、二項技術工藝上的缺失缺陷就可影響到整個生產鏈的完成和成本的降低。從頁巖氣開發上看，主體技術的初步具備還不意味著具有整套技術系列的保障，某些單位掌握的先進技術還有普及應用的問題。我國要逐步完成、完善其配套技術確實還有一段實踐過程，與美國的現狀相比也有不少差距。

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