石油和天然气发源于史前时代的河流湖泊中浮游生物和藻类尸体沉积。随着上亿年时间演化和复杂的化学反应，形成了液态和气态的碳氢化合物，也就是石油和天然气。

　　我们称那些形成油气的岩层为“烃源岩”，这些烃源岩一般都是致密的，不可能储存大量的油气。在地层的静压力和毛管压力作用下，烃源岩中的石油和天然气会沿着微细的裂缝孔道逐渐向上运移，要么最终达到地表，要么最后聚集在有孔隙的岩层中形成储油层，也就是我们通常所说的“油田”或者“气田”。

　　页岩气就是那些因为缺乏裂缝孔道而没有离开烃源岩的天然气。由于页岩的孔隙率和可渗透率都很低，如果不把页岩压碎开采，所能获得的气流是很少的。

　　美国早在19世纪就已经开始在页岩带上钻井寻找天然气的努力，其第一口页岩气生产井钻于1821年，位于纽约州附近的弗雷德尼亚镇(Fredonia)附近的泥盆系页岩。但直到170多年后，随着水力压裂技术的应用，页岩气的产量才开始显著地增加。在1997年，Mitchell 能源公司在巴涅特(Barnett)页岩带作业中首次使用清水压裂。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%。

　　进入21世纪，水平钻井和水力压裂技术开始成熟并得到推广应用，这使得包括页岩气在内的非常规天然气得到了更为迅速的发展，改变了美国国内常规天然气产量逐渐下降的趋势。

　　页岩气产量持续增加，也使美国2009年天然气总产量达到5858亿立方米(其中页岩气产量为930亿立方米)，首次超过俄罗斯的5277亿立方米成为世界第一大天然气生产国。

　　纵观美国页岩气开发的历史，其得到蓬勃发展的原因主要源自对三种风险的克服。

　　首先是地质风险。美国能源信息署(EIA)2012年数据显示，美国本土页岩气技术可采储量为13.7万亿立方米，这个数字相比于2011年估计的23.4万亿立方米下降不少，其主要的原因就是随着钻探活动的增加，美国对页岩气的认识更加清晰，剔除了一些现有技术还无法开采的储量。

　　但是，一些页岩气带的储量增长预期依旧乐观，比如2002年估算的马赛勒斯(Marcellus)页岩带所蕴含的天然气技术可采储量为566亿立方米，2011年8月美国地质调查局的数据表明，该页岩带的技术可采储量增加到2.4万亿立方米，在2012年的数据中，这个数字又增加了1.6万亿立方米。

　　其次是政策风险。非常规能源在开发初期往往离不开政策的扶持。如果仅依赖于市场的价格调节，页岩气等非常规气在开发初期很难获得盈利。1980年美国国会通过《原油(101.30,0.56,0.56%)意外获利法案》，其中第29条税收补贴条例对1979年到1993年期间钻探与2003年之前生产和销售的页岩气均实施税收减免，减免幅度为0.5美元/mmbtu(mmbtu：百万英热单位；以当前汇率计算，4美元/mmbtu约合1元/立方米)，而在1989年美国天然气定价基准亨利枢纽(Henry Hub)价格仅为1.75美元/mmbtu。

　　补贴的存在使得开发者在本世纪初期依然保持了对页岩气开发的动力。而且，美国禁止天然气生产者拥有天然气管网资产，这样就避免了垂直垄断的出现，为页岩气顺利进入市场创造了条件。。

　　第三是技术风险。技术进步决定了非常规气是否可以经济开采的基础。21世纪初，美国常规天然气产量开始出现下滑，减产幅度约为每年1.4%(尤其是2000至2005年期间墨西哥湾的产量下降)。而美国天然气的需求却不断扩大，伴随着石油价格在2000年后不断走高，天然气价格也不断突破历史高位。

　　此时，石油天然气巨头们减少了对北美本土上游天然气开发的投资，纷纷转向了国际LNG市场。但美国和加拿大的中小型天然气企业，由于缺乏进入国际市场的资本，则将注意力更多地转向运用新技术开采北美的非常规天然气。

　　尤其是2005年，在巴涅特页岩气开发过程的逐渐成熟，带动了新技术在新页岩气带生产中的直接应用，进一步降低了成本，提高了采收率。

　　一些开发商认为其生产成本每年降低20%~30%，而美国页岩气的生产从2005年到2010年增长了近7倍，从209亿立方米增长到1359亿立方米，占到了美国2010年天然气总产量的23%。

　　对地质、政策以及技术风险的克服是美国页岩气得到快速发展的关键，2000至2009年高涨的天然气价格，则成为了美国页岩气市场培育成熟的催化剂。当今，随着美国页岩气大量涌入市场，其天然气价格已经远远低于世界其他市场。这不仅改变了全球天然气市场的格局，也刺激了包括中国在内的一些能源消费国开始着手开发本国的页岩气资源。

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