紧紧围绕使市场在资源配置中起决定性作用全面深化页岩气领域改革。依靠技术创新、商业模式创新、体制创新和政策支持，加快攻克页岩气勘探开发核心技术，加大勘探开发力度，尽快形成节约、清洁、安全的“工厂化”生产方式和发展模式，促进页岩气产业健康快速发展，实现资源经济、社会和环境效益的统一，推动能源革命。
“十三五”中国页岩气的发展目标是：到2020年，页岩气年产量突破300亿立方米。全面完成中国页岩气资源潜力调查与评价，准确把握页岩气资源潜力与分布，优选一批页岩气有利区和目标区，建成一批页岩气勘探开发区和页岩气田，完善页岩气管网与配套设施，实现大规模商业性开发。页岩气勘探开发关键技术攻关取得重大突破，初步实现核心技术自主化和主要装备国产化，建立一套较为完善的页岩气技术标准和规范，形成比较完善的页岩气产业化政策体系，为2020-2030年中国页岩气大发展奠定坚实基础。
1、以四川盆地海相志留系龙马溪组底部富集段作为页岩气大规模商业性开发的主力目的层
中国主要发育海相、海陆过渡相-湖沼相和湖相三类页岩，分别形成于不同类型的沉积盆地，且分布规律不同。近十年大量的地质调查、钻探、评价等生产实践和理论研究表明：三类页岩的地质条件存在很大差异。其中，海相是页岩气最为富集的近中期可实现商业性开发的页岩层。海相页岩气富集高产区主要得益于五方面因素，即：处于宽缓的复背(向)斜区、发育深水陆棚相富有机质页岩集中段(厚度一般大于30米)、有利含气层系顶底板保存条件较好、页岩层总体上呈连续型分布、埋深大于2500米并处于超压区。四川盆地龙马溪组，是目前中国发现的最有利的页岩气富集区，有利面积约4.8万平方公里，埋深2500～4500米;目的层平均厚度45米，含气量4～7立方米/天，页岩气可采资源量为4.2万亿立方米，主要分布于蜀南、川东地区。
2、通过技术创新、商业模式创新为页岩气大规模商业性开发提供有力支撑
中国页岩气开发模式、组织模式、管理模式和商业模式正在逐步形成。主要包括四个方面：一是建立生产组织机构，成立页岩气勘探开发领导小组，实行一体化管理，充分发挥市场机制的作用，按照“生产需求、技术先进、信誉良好”原则，组织各方施工队伍，以提高技术和管理水平、降低勘探开发成本;二是制定周密的运行计划，围绕“勘探、生产、现场、成本、安全、环保”等环节建章立制，实现生产过程有章可循、规范运转，以保证勘探开采规范有序;三是规范施工组织，运用市场机制、资质约束、政策扶持等手段，充分调动石油公司、地方政府和民营企业的积极性，形成技术、资金和社会资源综合优势，以确保计划和技术要求执行到位;四是创建良好的企业和地方政府关系，通过联合参股、由地方单位委派联营机构高管等方式，以有效解决用地、用水以及当地人员就业、发展地方经济等问题。
在中国，页岩气开发技术创新和规模化应用，也促使页岩气开发周期大大缩短、成本明显下降。目前，水平井钻井周期已缩短到46～70天，水平井单井成本已降至4000～7000万元，页岩气开采全生命周期成本已降至1.6～1.8元/立方米。研究结果表明，目前中国页岩气开发尚处于初期阶段，技术、装备、管理、体制等方面有待进一步提升和完善，通过创新提升发展空间的潜力还很大，因此降低成本的空间仍然很大。
3、采取“工厂化”作业模式，以四川盆地龙马溪组为主规模化开发，到2020年页岩气年产量可突破300亿立方米
2020年，中国页岩气年产量要达到300亿立方米(其中，四川盆地及周缘产量约250亿立方米，其他地区产量约50亿立方米)，还需要做好以下三项重点工作：
第一，中国页岩气年产量要达到300亿立方米，还需提前做好规划、科学部署：新建PAD井场数需达到2300个左右，最小核心区面积(采气井场占用面积)需达到1.6万平方公里左右，钻井数约14000口，总投资约4000～7000亿元。
第二，全面完成全国页岩气资源潜力调查与评价，准确掌握全国页岩气资源量及其分布规律，优选20～30个页岩气远景区和15～20个有利目标区，建成页岩气田3～5个，探明页岩气地质储量约10000亿立方米、可采储量约2000～3000亿立方米。
第三，大规模商业性开发四川盆地海相龙马溪组页岩气，开发目的层系埋深2500～4500米，含气层以超压区为主;南方其他地区海相页岩气开发获得突破;海陆过渡相-湖沼相和湖相页岩气勘探取得较大进展。
