页岩油勘探开发主体技术包括页岩油储层评价技术、地震甜点识别和预测技术、含油性分析技术、地质选区评价技术、页岩油原位改质技术、长水平井钻井技术等。目前，除了在页岩油储层评价技术、地质选区评价技术等取得初步进展外，其他技术都处于攻关研究阶段，未形成成熟技术系列。
页岩油储层具有微纳米级孔喉、粒度小、非均质性强的特点。现有的理论与技术已无法有效支撑页岩油进一步扩大勘探成果。制约中国页岩油工业化发展的技术瓶颈主要包括以下4个方面。
1．细粒沉积学与富集区评价优选
建立“细粒沉积学”研究细粒沉积物的物化性质、沉积作用、沉积过程，为明确细粒致密储层、富有机质页岩分布预测、有利沉积相带和富集区优选提供基础依据，已成为必然趋势。常规油气的成藏理论与评价方法，面对页岩油藏已无能为力，致使页岩油的滞留聚集量及赋存状态不清。需要建立不同类型的页岩油藏地质预测评价方法，开展大尺度页岩油分布物理与数值模拟，揭示地层条件下页岩油的分布与富集规律等；评价优选页岩油富集区与重点勘探区；同时，重视技术可采资源量与储量的计算。
2．页岩油开发成本及经济效益
页岩油储层致密，单井产量低，能否商业开采对钻完井及压裂工程作业等成本费用非常敏感。美国巴肯页岩油钻井周期已由2009年30d降低到至“十二五”的10d左右，费用降幅达60％以上，大大促进了美国页岩油的快速发展。目前，国内对页岩油层物性和特性研究较少，实践经验不足，钻井和完井周期长，如四川盆地钻井周期60－90d，完井作业甚至达40d，平均单井产量低（仅0.8～lt/d），成本高，经济效益差。
3．长水平井钻完井技术
中国水平井分段压裂主要引进国外的技术、工具、材料及配套设备。虽然近年来在某些方面已取得突破，但还处于现场试验阶段，尚未形成有效、成熟的关键技术，制约了页岩油气的快速发展。目前国外多趋向于采用2000～3400m超长水平段，大幅度提高了单井产量。但大量实测数据表明，相当数量水平井30％～50％压裂段对产量没有贡献。因此，如何保证超长水平井钻完井成功及各个压裂段的有效性是工程设计和施工作业面临的关键技术难题。
4．页岩油的可流动性评价
具有致密、低孔、低渗特征的页岩油，常用的热解参数、氯仿沥青“A”含量不能独立作为评价页岩油含油率的参数。开发过程中不仅要评价层系中残余油的含量，而且更要评价多少具有可流动性，但国内外学者的相关研究仍处于探索阶段。
中国发育陆相富有机质页岩，已发现有纳米级孔喉系统和裂缝页岩油，表明页岩油资源类型客观存在，页岩油有很大资源潜力。不管是中—高成熟度页岩油，还是中—低成熟度页岩油，均需要进行人工技术干预，才能实现页岩油资源的有效开发利用。为此，提出页岩地层“人工油藏”开发内涵，即通过人工水平井平台建设，利用体积压裂、原位加热转化等技术，构建地下裂缝网络，改变应力场，人造裂缝形成“人造渗透率”，开启人工渗流通道，人工建立地下石油产出系统，形成“甜点区/段”整体工业产量。
目前全球范围内，对陆相页岩油的研究与探索刚刚开始，对赋存在陆相页岩或泥岩中的页岩油是否能够形成规模化开采，还远没有达成共识。如何尽快突破陆相页岩油开采技术难关，将有着巨大发展潜力的页岩油资源转化成产量，是石油勘探开发的长期目标。陆相页岩油是科技挑战最大的石油资源类型，坚持“人工油藏”不懈探索，陆相页岩油有可能是非常规石油的又一个革命者，有望在中国率先成功。
