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本文对比了国内外钻井效率及压裂效率，在对标分析的基础上提出几点建议：加大瓶颈技术的攻关力度，补齐短板；加强超前储备技术探讨研究、基础研究和应用基础研究，支撑颠覆性技术创新；加快中国油气田技术服务行业的自动化、信息化、智能化进程，提升国际竞争力；加强合作研发，重点攻关当前和未来的共性关键技术。
2018年美国动用钻机数大约1135台（在用钻机数1032台），钻井数23400口，钻井进尺9031×10 4 m，测算平均钻机月速大约6730m；2018年中国平均钻机月速大约2800m，不足美国的一半。
以水平井钻井为例，为开发页岩油气，美国水平井钻井数和钻井进尺爆发式增长。2018年钻水平井15700口，完成进尺7989×10 4 m（见图1，图2）。
水平井钻井数和钻井进尺的占比持续上升（见图3，图4），分别于2015年和2012年首次超过50%，2018年分别达到65%和86.7%。水平井已成为美国新钻井的主流井型或第一大井型，美国水平井钻井工作量远超于直井和定向井钻井工作量。大部分在用旋转钻机用于钻水平井，2018年，美国1032台旋转钻机中的900台用于钻水平井。
在水平段长度持续增加的情况下，2011－2019年平均钻机月速逐步的提升（见图5），2018年达到大约6725m/（台月）。
中国水平井钻完井技术发展很快，已实现规模应用，保障了常规油气和非常规油气的规模开发。2018年中国钻水平井大约2500口，占比约为10%。美国页岩油气水平井钻井多使用“一趟钻”，目前单井段“一趟钻”已成常态，两井段“一趟钻”正在推广应用，多井段“一趟钻”持续增加，“一趟钻”创造的进尺纪录突破5500m。
“一趟钻”的推广应用使美国页岩油气水平井钻井周期持续缩短，深度为4000～5000m的水平井，其平均钻井周期已缩短到15d以内（见图6）。
中国水平井钻井技术进步很快，钻井周期也在持续缩短，部分水平井的钻井周期已缩短至10d以内，但平均钻井周期仍在50d左右，是美国的3倍以上。根本原因有：（1）中国地质太过复杂；（2）水平井钻井技术与美国还有较大的差距，“一趟钻”实现难度还很大。
以分段压裂技术为例，为实现页岩油气的高效开发，美国压裂技术一直在升级。表现为水平井水平段慢慢的变长、压裂段数慢慢的变多、支撑剂用量越来越大。
2015年提出了“超级压裂”的概念，主要是通过延长水平井段、缩短段间距、增加压裂级数和提高单级加砂强度等手段来增加完井强度，实现“超级规模”缝网，从而有效提升单井产能。
受资源特征、地表条件等因素限制，中国在长水平井分段压裂方面与美国有很大的差距（见表2），主要体现在支撑剂用量小，尚未达到“超级压裂”的标准（支撑剂用量＞2.4t/m），工厂化作业规模小，作业效率较低，单井压裂成本还有下降空间。
加大瓶颈技术的攻关力度，补齐短板。在中美关系不确定性日益增加的大背景下，中国油气田技术服务行业瓶颈技术的存在，威胁着中国油气勘探开发行业的可持续发展。
加强超前储备技术探讨研究，逐步从跟跑阶段进入并跑和领跑阶段。在研发方面要坚持做到应用一代、攻关一代、试验一代、储备一代。
加强基础研究和应用基础研究，支撑颠覆性技术创新。基础研究和应用基础研究是催生颠覆性理论、颠覆性技术的摇篮。中国的石油公司基础研究和应用基础研究不足，制约着石油公司的原始创新和研发技术，为此有必要对基础研究和应用基础研究提供长期稳定的经费支持，并单独列支。
加快中国油气田技术服务行业的自动化、信息化、智能化进程，提升国际竞争力。加大自动化设备，比如自动化钻机、钻机自动化设备、自动控压钻井等的推广应用力度，快速提升自动化水平。加强与IT巨头的合作研发，持续攻关核心软件和平台，快速提升信息化、智能化水平，将智能化作为未来技术创新的主攻方向之一。
加强合作研发，重点攻关当前和未来的共性关键技术。中国的石油公司均存在一些有待改进和攻关的共性关键技术，如井下耐高温度高压力仪器、提高采收率技术、钻井提速工具、井漏井塌防治技术、套管变形防治技术、人工智能技术、环保技术等。
广泛开展跨界融合创新，吸纳行业外的公司和个人参与技术创新。未来油气技术创新将慢慢的变多地依赖跨界融合创新，产生技术突破或颠覆性技术，石油企业有必要建立开放型技术创新平台，吸纳更多的公司和个人参与。
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