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近期，页岩气的开发无疑已经成为行业投资的一个热点，在第二轮页岩气探矿权招标的同时，财政部、国家能源局日前下发通知，明确了中央财政支持页岩气开发利用的有关政策。通知规定，中央财政对页岩气开采企业给予补贴，2012年-2015年的补贴标准为0.4元/立方米，地方财政可根据当地页岩气开发利用情况对页岩气开发利用给予适当补贴。
页岩气藏属于资源型聚集带，地质储量本身并不是行业发展的主要障碍，关键就在于提高开采技术的水平，以降低开采成本。近二十年来页岩气领域之所以能掀起一场“能源革命”，关键也是水平井钻完井技术、压裂技术(如清水压裂、多段压裂、重复压裂)和压裂实时监测技术(如微地震测绘)等技术的问世或完善，使得单井产能和生产潜力得以提高的同时，对地层的伤害降低，这才有了美国对页岩气的大规模开采。具体到勘探、开发、生产相关的技术，最为核心的是水平井和清水压裂。
从钻井的角度来看，页岩气的开发历程可总结为直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井(PAD水平井)。水平井的成本一般是垂直井的l-1.5倍，但产量是垂直井的3倍左右（由于水平部分很容易控制，所以能使页岩气资源从相同储层但面积大于单直井的地理区域流出）。因此，一般来说，水平井的直井段采用空气钻进，而水平井段采用钻井液钻进。不过，无论是直井还是水平井，被称为钻井的“血液”的钻井液都是关键技术。目前，用于水平井的钻井液有油基钻井液和水基钻井液两种，其中油基钻井液的技术已经相对成熟，就目前而言应用的稳定性相对较好（水基钻井液中的滤失易导致井壁失稳，比如我国的柳108井就曾因此发生坍塌埋钻事故），所以浅层大位移页岩气的水平井钻一般首先使用油基钻井液。在油基钻井液的开发中，液流型调节剂等又是核心技术，但这一块各企业对于技术保密一般都非常严格，而****体系配方（国内目前几乎还没有降滤失剂、乳化剂、提黏切剂、封堵剂及润湿剂等油基钻井液配套的处理剂开发体系）往往也构成了各类钻探公司的核心竞争力。
在近期加快页岩气开发的背景下，国内也将相继部署一大批页岩气的水平井，所以开发需要适用的油基钻井液体系就更加重要。但是，从实际的应用开发来看，钻井液的开发并不仅仅是实验室的研究，需要通过现场应用不断积累开发的经验，完善配方以形成开发体系，才能解决提高热稳定性，解决剪切稀释性能较差、需备用大量乳化剂、易产生润湿反转和乳化堵塞对油气层造成损害等问题。所以说，国内对于页岩气开发的加速，并不仅仅是页岩气开采本身的事，而是带动一批相关技术企业升级的过程。
而从压裂作业的角度来看，这一技术源于石油或天然气的开采工艺。由于就页岩气的开发而言，规模决定经济性，所以大型压裂技术（具体表现为大规模、多级、同步压裂等，其中同步压裂的实质也是增大规模)就更为关键。一般来说，油井压裂之后，单井日产油量比压裂以前可以提高3-5倍，平均增产有效期大约6个月，部分油井甚至可以达到一年以上。当油井产量递减到压裂之前的产量之后，可以进行重复压裂，部分油井可以重复压裂5-6次，甚至7-8次。
就目前来看，尽管气体压裂是目前******的压裂工艺，但规模仍然上不去，目前来说氮气泡沫压裂主要适用于埋深在1500米内的储层或勘探浅井，但对于更深的井（一般是1500米-3000米内，而超过3000米深的储层暂时不考虑开发）主要采用清水压裂技术。除气体压裂技术外，清水压裂和凝胶压裂是两种主要的方式，但因为清水(滑溜水)的成本更低，所以清水压裂（利用大量清水注入地层诱导产生具有足够几何尺寸和导流能力的裂缝以实现在低渗的、大面积的净产层里获得天然气工业产出的压裂措施）相对凝胶压裂液量规模更大。这一始于1997年开发的清水压裂技术（米歇尔公司在巴涅特(Barnett)页岩带作业中首次使用清水压裂，使巴涅特页岩最终采收率提高了20%以上，作业费用减少了65%），是现阶段我国页岩气开发储层改造的适用技术(中石油西南油田分公司的威201-H1井目前就采用清水压裂的方式)。不过，尽管清水压裂技术的主要成分是水，但该技术仍然需要少量的减阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂（清水压裂液组成中水和砂占99%以上，其他添加剂成分不到压裂液总量1%），但这不到1%的添加剂的开发，与设备一样同样构成了页岩气开采的关键技术。
所以，目前国内在开采页岩气的技术方面，与美国的差距不仅体现在设备这一领域，也体现在油基钻井液、压裂液的添加剂（抗菌剂、破乳剂、缓蚀剂、交联剂、减阻剂、凝胶、防塌剂、防垢剂、表面活性剂等）方面。而从另一方面看，技术进步又是决定国内页岩气大规模开采的基础条件和关键因素之一，在一定程度上甚至决定了整个行业发展的进程。总体上看，国内的页岩气开发技术仍不是特别成熟，关键技术并没有取得系统突破，根本路径还是得靠工程机械开发、精细化工技术发展以及页岩气开采实践经验积累的联合攻关，这是看待页岩气开发进程的基本视角。