随着全球范围内工业和经济开始复苏，油价也从最初的5元时代飙升至现在的8元时代。毫无疑问，作为当今最重要的能源和大宗商品之王，被称为液体黄金和工业血液的石油，在各国都炙手可热。因此
目前，全球页岩油储量大约在11万亿至13万亿吨之间，页岩气储量约为456万亿立方米，均超过目前传统油气储量。如果这些油气可以开采出来，那么在未来很长一段时间内都不需要担心油气资源枯竭的问题。
但遗憾的是页岩油气属于非常规油气藏，开采成本比常规油气高很多，目前除了美国世界其他各国都没有技术能降低开采成本。对于大部分国家来说，直接购买原油要比自己开采更便宜更划算。
美国在2008年开始发起了所谓的页岩革命后，攻克了技术和成本的障碍，油气产量10年时间里增加了两倍以上，从天然气进口国一跃成为出口国，真正意义上实现了能源独立。
中国作为世界最大的石油进口国，在2021年进口石油的总量是5.13亿吨，进口天然气1.21亿吨，对外依赖度仍然在70%以上。但其实中国也拥有丰富的页岩油气资源，中国页岩油储量位居世界第三，页岩气储量更是位居世界第一。
所以，中国能否效仿美国通过大力开采页岩油气来实现能源自由呢？这是一个值得讨论的问题。
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中美对比，美国除了占据了储量的优势，更重要的是还占据页岩油气藏地质条件的优势。同样都是页岩油，由于地质条件的不同，开采难度有着天壤之别。
常规原油和天然气汇集在一个空间里，就像在地底下装在气球里的一袋流体，相对容易开采。而页岩油气则是以非常小的颗粒吸附在页岩微米、纳米级的孔缝里，要开采它们，就等于要把它们从各自跻身的微小页岩孔缝里强行挤出来，这难度是可想而知的。
美国的页岩油气主要分布在二叠纪盆地、墨西哥湾盆地和威利斯顿盆地，埋深距离地表大概1000米左右。
而我国的页岩油气大面积分布在四川盆地、鄂尔多斯盆地、江汉盆地等，大部分位于埋深距离地表3000米以上的地层，这就使得我国的页岩油的开采难度要远大于美国。
更大的差异是地质构造的差异。由于地壳的不断的挤压抬升使我国地质构造产生了大量的断层。青藏高原就是在两亿年前随着印度板块的向北挤压并向欧亚板块下插而形成的。
如此强烈的构造运动，必然伴随板块边缘的一系列断裂带。完整的地层是连续的，但由于断层的存在，地层在其延展方向上往往不连续，甚至支离破碎。
地质专家曾把地层比喻成一个盘子，美国产页岩油气的地层是一个完整的盘子，而中国的是一个掉在地上摔碎了的盘子，而且摔碎之后还被踩了几脚。
所以在这样的一种情况下，我国的油气钻井打下去可能只打到了目的层的一小块，产出的油气量自然比较小且不连续。而美国的一口钻井打下去，整个这一片可能就打上了。
另外一个差异是，中国大部分页岩油气地层的沉积环境都是陆相沉积。也就是说，这些页岩油气是古代半深至深水湖泊这样的陆上水源环境沉积下来的。
湖泊环境受气候影响显著，页岩地层分布面积小，岩相类型多样。不同的岩相大致分布在围绕盆地几何中心的圆形带中。
而美国以海相页岩的沉积环境为主，沉积环境最简单，主要形成于缺氧、低能海相沉积环境中。海水水体规模大，受气候影响较小、分布面积大，稳定性高，岩相类型比较单一，非常利于开采。
除此以外，中国页岩油气中的有机质热演化程度（R0值和TOC值）、储层的非均质性、孔隙度、渗透率、流体特性（粘度、气油比）、容量特质及产量等均与美国有较大差距。
简单来说，中国开采页岩油气是在盐碱地上种庄稼，而美国是在肥沃的黑土地上种，最终的结果自然不可同日而语。
美国早在20世纪60-70年代就开始研究页岩油气开采技术，到目前为止已是世界上此类开采技术最成熟的国家。而中国近十几年来才开始结合我国具体地形地质条件攻关技术难题，所以仍有许多技术上的问题没有解决。
我国的页岩资源与北美页岩相比，地质条件更复杂、生态环境更为敏感。我国从2007年就开始和美国就行页岩气的合作，但是地质条件的差异导致两国的页岩油气开发效果迥异，直接照搬美国技术肯定是不行。水土不服，成为页岩油气赛道上最显著的特征。
页岩油气的开采原理，简单来说就是先打一口直井下去，在我国一般要打到地下3000米以上，才会接触到页岩层。
接下来将会运用水平井技术，钻头会拐个弯，直接水平深入到页岩层，然后需要用压裂技术。在这个深度的的页岩层如同混凝土般强硬，要怎样把里面的油气挤出来呢？
压裂是极其复杂精细的技术活，不一样的地区的地应力分布不同，岩石脆性不同，力学特征不同，岩层天然裂缝发育情况各异，压裂前要经过严密勘探和计算，才能尽可能确保压出的裂缝，便于油气流体的流动，而非泄露。
压裂技术将利用高压泵将混合着压裂砂的液体注入井底，把页岩挤碎，这个压力能够达到105兆帕。105兆帕是什么概念？在地面上可以把水打到1万米的高空。
由于液体的压缩性很小，可以将它作为力的直接传导工具，把压裂液注入井筒里，然后在地面加压力，一旦达到了岩石的破坏压力，就将在地下劈开一条裂缝，压裂液携带着可以把这个裂缝支撑起来的支撑剂（一般是小的沙砾或者是小的陶粒），填充在裂缝里。
如此强大的压力像吹气球一样把页岩层吹爆了。此时的页岩就像碎玻璃一样变成了渣，压裂砂及时填充在缝隙里，不让缝隙自然闭合，油气就会源源不断奔向地面。形象地说，压裂就是在地下制造油气的高速公路。
以上只是开发中的一个例子，从地下3000多米的页岩微米、纳米级别的空隙中提取油气的难度，可见一斑。实际开发过程会涉及到极为繁琐及庞杂的流程、工艺和技术。
中国目前已具备开采页岩油气的能力，但由于起步较晚，地质条件差异等因素，导致成本明显高于美国。
根据2022年4月官方公布的我国页岩油的开采成本为每桶50~80美元，美国的开采成本为30美元每桶。我国需要规模化、高效率地发展和完善勘探开发技术体系，进一步追赶工程技术细节上的差距。
根据国内外专业的人建议，我国后续将通过地质与工程一体化研究，形成页岩油差异化开发技术；加强大数据和人工智能的应用，提高发展评估的准确性；提高页岩油采收率技术，研究有效的开发方法，以提高开发效果和效益。
中国从2005年左右就开始着手勘探开发页岩气资源，大体能分为三个阶段：
合作评估阶段（2007-2011年），主要工作集中在探索页岩气开发技术和制定页岩气开发战略。此阶段我国引入了美国页岩气概念，通过地质评价在四川盆地找到了多个岩气有利区，并且启动了产业化示范区建设。
2007年，中国石油勘探开发研究院还和美国新田石油公司联合开展了威远地区页岩气联合研究。
2009年12月正式确立了长宁、威远和昭通三个页岩气有利区启动的产业化示范区。
2010年，发现了蜀南和涪陵两大页岩气区，在龙马溪组页岩段钻探出了中国第1口页岩气井威201井，确证了该段存在页岩气的推测。
在这个阶段，国家从政策技术和资金等方面对页岩气开发提供支持。包括成立国家能源页岩气研发中心，在国家科技重大专项中设立页岩气项目，确定页岩气为独立矿种，以及通过轮招标出让多个页岩气区块等等。
开发测试阶段（2012–2015年），页岩气开发的主要技术获得了快速开发、测试和确定，单井产量和EUR（Estimated Ultimate Recovery单井评估的最终可采储量）迅速增加。
2012年，财政部和国家能源局还发布了相关补贴政策通知，对2012-2015年开发利用的页岩气补贴0.4元每立方米。在国家政策的全力支持下，2013年以四川盆地为重点开采了约2亿立方米的页岩气，正式实现了从无到有的突破。
2014年以后，随着页岩气勘探开采技术不断成熟和完善，我国不但实现了对埋深3500米以下页岩气的有效开发，对埋深3500米以上的页岩气开发也取得了突破性进展。2015年开采了46亿立方米的页岩气。
规模开发阶段（2016年至今），单井产量和EUR保持稳定增长，开发技术一直在优化，年产量迅速增加。
2010-2013年间，中国通过自主摸索努力进行攻关，发展了符合中国国情的页岩气地质理论和开发认识。2018年，页岩气产量突破百亿大关，达到了109亿立方米。2021年开采量达到了230亿立方米。产量居世界第二，排在美国之后。
经过10多年的勘探开发，中国对四川盆地页岩气区的基础地质理论持续不断的发展，相关开发技术也在一直在改进和发展。在技术上，针对深层页岩油气储层高温高应力的特点，采用地表泥浆冷却和大功率压裂装备等技术。
同时，我国还创新了页岩气勘探开发的适用性模式，不断的提高页岩气产量和采收率，并借助于地下光纤监测人工智能大数据和数字化等新技术，使得开发效率逐步的提升的同时，逐步降低了页岩气开发成本。
我国建立了埋藏在3500m以内页岩资源开发的完整技术体系，包括地质评价、优化快速钻井、多级水力压裂、产能评价和开发参数优化五大关键技术。
目前，中国的页岩资源尚未得到充分开发，有三分之二的可采资源储存在埋深大于3500米的地层中，提高大于3500米的页岩油气的最终采收率，将是未来的发展趋势。
2022年上半年，国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》强调，要积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力度。此外，《规划》还将吉木萨尔页岩油，鄂尔多斯盆地页岩油、致密气，以及松辽盆地大庆古龙页岩油等资源区，列入能源安全保障重点工程。
随着国家层面的政策扶持和页岩开发技术的逐步发展，页岩气有望成为在不久的将来成为年产量最高的单一类型气藏。未来若能实现技术进步、减少相关成本、提高效率，页岩油气或许将成为中国油气资源实现自给自足的突破口和新希望。