从中国页岩气资源状况、勘探开发重要进展、关键技术与装备重要突破等方面，系统总结、分析了中国页岩气发展形势，指出现阶段中国页岩气发展仍存在认识误区、页岩气资源落实程度低且经济性不确定性大、3 500m以深核心勘探开发技术与装备尚未突破、勘探开发成本居高不下、多种非技术因素严重制约其发展等5大挑战。针对这5大挑战，提出了促进中国页岩气进一步发展的5条建议：①制定符合中国国情及勘探开发阶段的页岩气发展战略和目标，2020年确保实现页岩气年产量200×108m3，力争实现300×108m3；②重视海相低产低压页岩气成藏富集地质理论和勘探开发关键工程技术攻关，有序推动非海相页岩气勘探开发示范区建设；③国家应进一步出台政策并设立专项创新基金，支持各企业开展页岩气勘探开发相关技术与装备研发，强化3 500m以深页岩气勘探开发技术、装备、工艺体系研发，推动中国深层页岩气勘探开发突破；④持续推动中国页岩气地质理论、勘探开发技术与管理创新，强化钻井、压裂等全过程成本控制，努力实现中国页岩气经济有效规模开发；⑤改革矿权管理制度，建立页岩气勘探开发数据信息平台，正确引导非油气企业参与页岩气勘探开发。
高过成熟是中国南方下古生界海相富有机质页岩储层的重要特征之一，它经历了近乎完整的热演化过程，产出大量油气和有机质孔隙。页岩有机质孔隙实际上包括干酪根孔隙、固体沥青/焦沥青孔隙。依据成岩序列、油气充注、有机质和孔隙的形态特征，识别出固体沥青或焦沥青次生孔隙，并通过典型案例构成的成熟序列，分析影响储层孔隙度与有机质丰度之间关系的主要因素，探究热演化进程中页岩展示出的诸多变化特征与成因，如天然气碳同位素由部分反转进入完全反转区、孔隙表面水润湿—油润湿—水润湿的动态转变、储层电阻率先上升后下降的逆转现象以及岩石各向异性参数的非线性波动，揭示中国南方下古生界页岩气储层可能的演化轨迹，展示不同成熟阶段页岩储层之间的内在变化规律。
针对我国南方海相高成熟、强改造的地质背景，结合国内典型的超压页岩气田的特征分析，系统开展页岩气超压特征、成藏机制研究，认为增压机制主要包括构造增压、水热增压、黏土矿物脱水增压及生烃增压，焦石坝页岩气田为典型的构造增压型超压页岩气田，长宁页岩气田为典型的生烃增压型超压页岩气田。认为针对我国南方整体较为复杂的构造特点，应该把地层压力系数作为一项重要指标纳入页岩气地质选区指标体系，可以充分体现我国南方海相页岩气成藏的特征，同时提高页岩气地质选区的准确性。
长宁和焦石坝气田为2种不同类型的海相页岩气“甜点”区。针对两大刻度区开展了8项关键参数分析，揭示了两大“甜点”区的共性和差异，主要表现为:①2个气田均具有正向构造背景、富有机质页岩厚度大(>30m)、有机质丰度高(平均TOC>3%)、岩相组合有利(硅质页岩和钙质硅质页岩为主)、基质孔隙发育(孔隙度>4%)、气层压力高(压力系数>1.4)、单井产量高(水平井初试产量一般在10×104m3/d以上)等地质特征，但在裂缝发育程度、孔隙类型和地应力方面存在差异;②长宁气田总体为层间缝发育、基质孔隙为主、两向应力差大(>10MPa)的高产气区，开发难度相对较大，在四川盆地承压区具有广泛代表性，可以成为盆地内向斜区和燕山—喜马拉雅期断褶区资源评价类比取值的重要参考对象；③焦石坝气田总体为特殊构造背景下的裂缝型页岩气藏，在四川盆地承压区具有特殊的构造背景、宏观网状缝和裂缝孔隙十分发育、两向地应力小(<10MPa)、资源丰度高、开发难度小、产量高等独特性，其页岩气赋存的基本地质参数可以作为川东局部地区页岩气资源评价的参考对象。研究证实，五峰组—龙马溪组存在基质孔隙+裂缝型和基质孔隙型等2种页岩气藏类型，为页岩气资源评价提供了2种重要的刻度区。
四川盆地寒武系底部和志留系底部各存在一套良好的高成熟度、高有机质丰度、类型好的优质页岩，是页岩气勘探开发的有利目标层系，通过页岩的岩石矿物学、有机地球化学、含气性、物性等特征参数的研究，确定了龙马溪组为现阶段页岩气勘探的重点层系，结合勘探生产实际，提出了页岩气的有利区、建产区和核心建产区的优选方法，经勘探实践证明，方法有效可行。
与北美页岩气区块页岩储层相比，昭通国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组页岩表现埋藏深、成熟度高、孔渗低、地层压力系数高的特点。以页岩气钻井、测井资料解释及试井、试气数据为依据，着重对龙马溪组页岩气储层超压的分布规律和形成机制进行分析，以探索储层超压与页岩气高产的关系。研究表明，页岩储层超压与保存条件关系密切，随储层埋深与向斜宽度的增大、离通天断层与剥蚀区的距离增加，储层压力系数增大；而有机质生烃、剥蚀卸载、地应力挤压以及致密封隔层，是页岩储层超压形成的主要原因。分析认为，页岩储层超压是页岩气高产的重要因素，反映出处于有机质过成熟演化阶段的昭通示范区页岩储层，天然微裂缝发育，游离气所占比例较高。总体认为，昭通示范区龙马溪组页岩储层具有典型超压特征，是页岩气开发的甜点区，同时加强页岩储层超压预测研究有利于指导页岩气勘探。
受限于技术经验不足、投资成本过高、地质条件复杂等因素，现阶段我国页岩气进展步伐有所放缓，诸多因素影响着人们对我国页岩气发展前景的正确认识。页岩气作为非常规资源继续促进着美国“能源独立”，2014年产量占全美的48.2%；而煤成气作为我国重要的常规天然气资源，在天然气工业依然占据举足轻重的地位，到2013年底产量占全国的67.31%。通过系统分析两者发展历程、阶段特征和重要意义，可知:美国页岩气和我国煤成气的发展历程都是经历了漫长的前期理论研究和论证周期，稳重求进逐步打开了勘探局面，其年产量和探明储量的递增速率都是先慢后快，通过技术或勘探突破进入高速发展阶段；现今我国页岩气还处于勘探开发的初级阶段，与国外差距较大，需技术创新降低单井投资，深化地质理论认识，协调水资源利用以及企地关系等。
页岩的脆性指数是页岩气水平井体积压裂设计中应考虑的重要因素之一。为了更全面地表征页岩的可压性，探索适用性更好的页岩脆性指数预测方法，以四川盆地涪陵焦石坝地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩为例，在对当前常用的脆性预测方法进行对比分析的基础上，结合该区页岩地质特点及工程地质力学特征，建立了矿物脆性指数与弹性参数（杨氏模量、泊松比、拉梅系数×密度、剪切模量×密度）之间的多元回归计算模型，形成了基于4个参数计算模型的叠前脆性预测技术。利用叠前弹性参数反演可以完成脆性指数数据体的预测，进而实现页岩层段纵向上优质压裂层与平面上甜点压裂区的综合评价。通过已知井检验，该方法预测的脆性指数与矿物脆性指数相关性好，并与工程压裂时的破裂压力具有良好的一致性，说明该方法具有较高的可信度和现场实用性，具有较高的推广价值。
四川盆地下志留统龙马溪组海相页岩气工作已经从初期的资源调查、评层选区阶段进入大规模效益开发阶段，开展页岩地层小层划分及页岩储层精细对比，是页岩气勘探—开发一体化的迫切需要、是实施地质—工程一体化的重要指导。通过岩心描述、薄片鉴定、测井及实验分析资料对典型井的岩性、地层层序、沉积旋回、古生物等研究，进行区域小层划分；开展小层沉积微相对比及页岩储层精细对比，探讨各小层储层与产量影响关系。四川盆地龙马溪组底部龙一1亚段由下至上进行“四分”小层：龙一a1、龙一b1、龙一c1和龙一d1，龙一b1小层为全盆地标志层，对比性高龙一a1、龙一b1小层沉积微相以炭质泥棚级、硅质泥棚级为主，区域延续性好，为优势相带；龙一a1、龙一b1小层页岩储层以Ⅰ类为主，纵横向连续性好，龙一c1、龙一d1小层页岩储层以Ⅲ类和Ⅱ类为主，储层连续性差。通过生产井压裂效果分析表明，靠近龙马溪组底部的龙一a1小层和龙一b1小层优势微相发育，且Ⅰ类储层连续性好，其压裂效果好于顶部龙一c1、龙一d1小层。
页岩气是一种重要的非常规天然气资源，页岩吸附气含量的准确测定是正确评价页岩含气量和资源潜力的关键参数。通常采用等温吸附实验的方法确定页岩吸附气含量。但是，现在多数情况下页岩高压时的吸附量出现负值，等温吸附曲线特征也呈现下降形态，与以往在煤层气领域的认识明显不同。为了正确解释此种现象，研究中选取了国际页岩吸附量测定对比的标准样品（Kimmeridge页岩、Posidonia页岩）以及我国四川盆地龙马溪组和塔里木盆地奥陶系页岩等样品，开展了一系列的等温吸附实验和数值计算，对页岩吸附气含量测定的影响因素进行了半定量—定量分析。研究表明，气体状态方程、自由空间体积、压力传感器精度和空白测试等是影响页岩吸附气含量测定的主要因素。气体状态方程中，Se-W方程最适用于页岩的甲烷吸附量计算，其次是S-R-K方程，最差的是P-R方程。自由空间体积与吸附量呈负相关关系，即自由空间体积偏大，吸附量比实际减小；相反，自由空间体积偏小，吸附量结果比实际大，高压条件下对吸附量的影响更为明显。相对于温度传感器，压力传感器精度对页岩甲烷吸附量的影响更为突出，万分之一精度压力传感器的等温吸附实验结果比千分之一精度的更精确。此外，未经过空白测试校正的页岩吸附量通常比实际吸附量低，且会导致吸附量出现负值。因此，开展页岩吸附气含量的测定需要对影响因素进行系统的认识和相应的校正。
富有机质页岩中天然气主要以游离气和吸附气2种形式存在，吸附气占重要比例，可达20%～80%，吸附气的赋存机理复杂，对勘探方法和开采方式有重要影响，通过对我国海相、陆相页岩等温吸附特征与孔隙发育特征进行研究，探讨了页岩成分与孔隙结构对吸附气赋存特征的双重影响。认为:①页岩孔隙结构与页岩成分共同控制吸附气赋存特征。页岩孔隙结构及其表面性质是直接因素，页岩成分如有机碳含量、有机质类型、含水量和成熟度等因素通过影响页岩孔隙结构间接影响吸附气含量；②页岩中吸附气赋存于有机质的微孔、介孔(<50nm)，储层中黏土矿物吸附性较弱，游离气赋存于矿物宏孔(>50nm)；③随着成熟度的增高，页岩有机质微孔、介孔孔隙增多，比表面增大，吸附能力增强。当页岩演化至高过成熟阶段，孔隙增大，微孔减少，比表面降低，吸附气含量降低。我国海相页岩成熟度普遍较高，要对吸附气下降界限深入研究。
为了减小页岩渗透率测试误差与缩减测试时间，针对目前页岩渗透率测试中存在的问题。改进传统脉冲衰减渗透率测试仪器为可变上下游储室体积；增加旁通管线；选用甲烷为页岩渗透率测试气体；并建立考虑吸附的页岩渗透率解释模型；在此基础上对鄂尔多斯盆地长7纯页岩、含砂质夹层页岩和砂质纹层岩心进行测试分析。结果表明:①氦气测试渗透率会高于甲烷测试渗透率，氮气测试渗透率低于甲烷测试渗透率，甲烷测试渗透率可以反映真实天然气渗流规律及页岩渗透率。②兰格缪尔体积和孔隙压力越大有效吸附孔隙度越小。③不考虑吸附会对页岩渗透率的测试造成低估；页岩吸附能力越强、孔隙压力越低、兰格缪尔压力越高时，渗透率低估值越大。④经验证，改进的渗透率测试仪器测试结果是真实可靠的，最多可减小7h总测试时间，并可降低孔隙体积误差所造成的渗透率测试误差。⑤测试流体方向不同会导致不同的渗透率测试结果；吸附对纯页岩渗透率测试低估值最高可达97%，必须进行吸附校正，但对砂质夹层渗透率测试低估值最高仅为7.5%，可以忽略其影响。
运用氩离子抛光、场发射扫描电镜和原子力显微镜，对渝东南地区五峰组—龙马溪组页岩有机孔隙结构特征进行研究，在页岩有机质原子力显微成像中发现了特殊的纤网状骨架结构。在此基础上，以页岩有机孔隙母质类型、大小及连通性3个方面为主要依据，将页岩有机孔隙分为沥青单孔、无定形干酪根单孔、结构型干酪根连孔和有机/矿物复合孔4个亚类。其中，沥青单孔是页岩中发育程度最低的孔隙，主要发育为独立的单孔，多为宏孔；无定形干酪根单孔则成片出现，但多为孔径较小的微孔或中孔，且连通性一般；结构型干酪根连孔主要为中孔、宏孔，连通性较好，且有机质内部发育纤网状骨架结构，孔隙在骨架之间的空隙中发育；有机/矿物复合孔主要以有机/黏土复合孔或有机/黄铁矿复合孔的形式存在，主要发育连通性好的中孔、宏孔。结果表明，页岩有机质生烃潜能的差异是决定其孔隙发育程度不同的主要原因，黏土矿物、黄铁矿等无机矿物在有机质生烃过程中扮演着重要角色，对孔隙发育有着积极的影响。
通过热模拟实验再现漫长地质年代过程中页岩有机质热演化的过程，并借助氩离子抛光—扫描电镜对页岩热模拟过程中产生的微观孔隙进行观察。结果显示，有机质热模拟过程中产生了多种不同类型的孔隙，如环带孔隙、高圆度有机质孔隙及海绵状小孔隙等，表明有机孔隙演化可能存在多种不同的机理。重点对环带孔隙进行研究，经过扫描电镜和能谱分析认为，环带孔隙是页岩中有机质热演化过程中特定阶段产生的孔隙类型，其中的环带结构为有机—矿物复合体，即有机质降解生烃的主要场所之一。这也是首次直接观测到有机—矿物复合体的存在。
为了深入分析海相和陆相页岩储层微观结构特征，探讨两者差异性及其影响因素，运用氩离子—抛光扫描电镜、低温氮气吸附实验、核磁共振和数理统计等技术和方法，对我国发育的海相和陆相页岩储层从定性和定量2个方面进行了实验研究。对比发现:①海相页岩储层基质孔隙主要发育粒间孔和有机质孔，陆相则以无机孔为主；②海相页岩储层孔径普遍小于陆相页岩储层，但比表面积和孔容却异常发育；③海相页岩储层发育的微裂缝主要为构造缝，而陆相则以黏土矿物层间缝为主。通过分析认为矿物组成、有机质类型、热演化成熟度和构造活动期次是影响两者微观结构特征差异性的主控因素。
陕北斜坡构造带发育陆相页岩，部分页岩气开发井已经投产，但针对页岩气排烃方式、赋存过程的研究仍较薄弱，对页岩气储量的估算还存在不确定性。这些问题的解决有助于认识资源潜力、降低勘探风险。基于页岩气解析实验可以获得气体化学组成和碳同位素组成数据，其不仅为页岩气的成因研究及形成过程研究提供基础信息，还能解决上述地质机理及储量计算的问题。研究表明，研究区页岩气属于典型的油型气；页岩的吸附作用具有选择性，页岩优先吸附重烃气体和具13C的甲烷分子；页岩气的初次运移遵循小分子组分优先运移的规律；研究区页岩气的地质赋存过程为先吸附再溶解后游离。
以涪陵页岩气田焦石坝地区五峰组—龙马溪组海相天然气为研究对象，通过对页岩气样品组分和碳同位素等方面的分析发现，涪陵页岩气田焦石坝地区天然气为优质烃类气体，甲烷含量介于97.22%～98.41%之间，含有少量的乙烷、丙烷，湿度平均为0.74%，非烃气体中含有少量的CO2、N2和H2等，不含H2S；甲烷、乙烷与丙烷的碳同位素值分布具有δ13C1>δ13C2>δ13C3的完全 “倒转”特征。涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组产出的天然气来自于五峰组—龙马溪组烃源岩自身，为典型的页岩气。同时天然气成因类型判别标志和图版表明，涪陵页岩气田焦石坝地区天然气属于有机高温裂解的油型气，为干酪根裂解气和原油二次裂解气的混合气，具有明显的原油二次裂解气的特征。δ13C1>δ13C2>δ13C3完全“倒转”的主要因素为原油二次裂解气和干酪根裂解气混合造成的，燕山晚期以来页岩气的散失作用也有一定的影响。
页岩气开发主要依靠水平井分段水力压裂技术获取产量，页岩气井产能与地质因素和工程质量有紧密关系。总结了常规气藏中应用较为广泛的气井产能特征分析方法，探讨了这些方法对于页岩气井的适用性，指出页岩气井投产初期产能递减迅速，常规的产能评价方法主要用于评价气井的瞬时产能，不完全适用于页岩气井。在此基础上提出了一种新的便于比较页岩气井产能特征的分析方法，综合评价页岩气井投产一段时间内的产能，根据新方法的计算结果分析了页岩气井的产能影响因素，并将该方法成功用于分析国内某页岩气区块的14口试采井，应用效果较好。
川东南涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩储层地质条件优，可压性好。借鉴北美地区页岩气勘探开发成功经验，以实现网络裂缝为目标，配套了滑溜水+线性胶压裂液、低密度覆膜砂支撑剂、网络压裂参数优化以及电缆泵送桥塞/射孔联作等分段压裂关键工艺技术，现场应用增产效果显著，探索形成了适合于涪陵地区海相页岩储层特点的水平井网络裂缝压裂技术体系。
鄂尔多斯盆地陆相页岩气中生界储层地质条件复杂,钻井过程中易发生井壁失稳。根据库仑—摩尔准则，建立了大斜度井、水平井井壁坍塌压力计算模型，对延长陆相页岩气中生界储层大斜度井、水平井钻井过程中的井壁坍塌压力进行定量化研究，计算结果表明:钻井过程中井斜角超过50°左右，井壁坍塌压力将大幅增大，不利于井壁稳定；在井斜角小于50°的条件下，沿着水平最大地应力方位钻进时，大斜度井、水平井井壁坍塌压力最大；在井斜角大于50°的条件下，沿着水平最小地应力方位钻进时，大斜度井、水平井坍塌压力最大；延长陆相页岩气中生界储层在不同方位上钻井水平井的坍塌压力在1.18~1.26之间，为陆相页岩气井钻井工程设计提供了参考依据。
鄂尔多斯盆地延长区域陆相页岩气资源丰富、开发潜力巨大，前期研究表明陆相页岩储层具有岩性致密、地层压力低、渗透率小和水敏性强等特点，常规压裂技术在陆相页岩气开采中适用性较差。为此，针对页岩储层提出了CO2泡沫压裂技术，主要研究了CO2泡沫压裂液流变特性，分析了泡沫质量、剪切速率、温度和压力对CO2泡沫压裂液流变参数的影响，通过现场试验CO2泡沫压裂井较常规压裂井的平均自喷返排率提高26%，平均排液周期缩短21d，在页岩气开采过程中取得较好的效果。
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