一、钻井技术
自从美国1821年完钻世界上第一口页岩气井以来，页岩气钻井先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井的发展历程。２００２年以前，直井是美国开发页岩气的主要钻井方式.随着２００２年Devon能源公司７口Barnett页岩气实验水平井取得巨大成功，水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式。丛式水平井可降低成本、节约时间、在页岩气开发中的应用正逐步增多。实际上，海上钻井平台就采用丛式水平井，中国长庆油田的低渗透油气藏，采用丛式水平井后，开采成本大幅度降低，环保效应迅速提高。
国外在页岩气水平井钻完井中主要采用的相关技术有：
1） 旋转导向技术。用于地层引导和地层评价，确保目标区内钻井；
2） 随钻测井技术和随钻测量技术。用于水平井精确定位、地层评价，引导中靶地质目标；
3） 控压或欠平衡钻井技术。用于防漏，提高钻速和储层保护，采用空气作循环介质在页岩中钻进；
4） 泡沫固井技术。用于解决低压易漏长封固水平段固井质量不佳的难题；
5） 有机和无机盐复合防膨技术，确保了井壁的稳定性。
二、固井技术
页岩气固井水泥浆主要有泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰＋Ｈ级水泥等４种类型。其中火山灰＋Ｈ级水泥成本最低，泡沫酸溶性水泥和泡沫水泥成本相当高于其他两种水泥，是火山灰＋Ｈ级水泥成本的１．４５倍。固井水泥浆配方和工艺措施处理不当，会对页岩气储层造成污染增加压裂难度，直接影响后期采气效果。
三、完井技术
国外一些公司认为，页岩气井的钻井并不困难，主要难在完井。由于页岩气大部分以吸附态（液滴、气水混合物）赋存于页岩中，而其储层渗透率低，既要通过完井技术提高其渗透率，又要避免其地层损害。这是施工的关键，直接关系到页岩气的采收率。
页岩气井的完井方式主要包括套管固井后射孔完井尾管固井后射孔完井裸眼射孔完井组合式桥塞完井机械式组合完井等完井方式的选择关系到工程复杂程度成本及后期压裂作业的效果适合的完井方式能有效简化工程复杂程度降低成本为后期压裂完井创造有利条件
三、储层改造技术
页岩气储层改造技术包括水力压裂和酸化，可以通过常规油管或连续油管进行施工。国外在新井、老井再次增产或二次完井中经常采用连续油管进行施工作业，可用于分支水平井，压裂增产措施有多种：包括氮气泡沫压裂、凝胶压裂、多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂、重复压裂等。多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂是目前页岩气水力压裂常用的技术：
3.1多级压裂
多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术。有2种方式：一是滑套封隔器分段压裂；二是可钻式桥塞分段压裂。美国页岩气生产井85％采用水平井和多级压裂技术结合的方式开采，增产效果显著。
3.2 清水压裂
清水压裂是清水加少量减阻剂、稳定剂、表面活性剂等添加剂作为压裂液，又叫做减阻水压裂（Slickwater Fracture）。实验表明，添加了支撑剂的清水压裂效果明显提高，并且成本低、地层伤害小。
3.3 同步压裂
同步压裂是对2口或更多的配对井offset well进行同时压裂。最初是2口互相接近且深度大致相同的水平井间的同时压裂。目前已发展成3口井，甚至4口井同时压裂。此技术是采用使压裂液和支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度和表面积。利用井间连通的优势来增大工作区裂缝的程度和强度，最大限度地连通天然裂缝。同步压裂对页岩气井短期内增产非常明显，而且对工作区环境影响小，完井速度快，节省压裂成本
3.4 水力喷射压裂
水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、隔离一体化的技术。有多种工艺，如水力喷射辅助压裂、水力喷射环空压裂、水力喷射酸化压裂等。此技术优点是不受水平井完井方式的限制，可在裸眼和各种完井结构的水平井实现压裂。不使用密封元件而维持较低的井筒压力，迅速准确地压开多条裂缝，解决了裸眼完井水力压裂常见的储层天然裂缝发育时裸露井壁表面会使大量流体损失，影响压裂效果的难题缺点是受到压裂井深和加砂规模的限制。
3.5 重复压裂
重复压裂是在页岩气井初始压裂处理已经无效或者原有支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致产气量大幅下降的情况下，对气井重新压裂的增产工艺，能在页岩气藏重建储层到井眼的线性流，产生导流能力更高的支撑裂缝，恢复或增加产能。据统计，重复压裂能够以0.353~0.705美元/104m3的储量成本增加页岩气产量,可使页岩气井估计最终采收率提高8%~19%，可采储量增加60%。