中国工程院院士孙焕泉表示，立体开发能大幅度提高页岩油气资源动用率和采收率，已成为北美页岩油气主要开发方式。在二叠盆地米德兰次级盆地，立体开发井数已达80%以上。
立体开发是一项系统工程，近年来实现三个转变：油藏地质从优选“甜点”转为整体动用，井网部署从积极加密转为井距优化，压裂改造从追求体积最大化转为追求井网缝网匹配。转变的核心是追求储量动用最大化和井间干扰最小化的平衡，在动态压力与应力下，实现井网与缝网的最优匹配。立体开发的竞争已经从“单项施工能力”转向“整体开发的调控能力”。
工程技术快速迭代支撑北美页岩油气立体开发高质高效。钻井方面，水平段越来越长，米德兰盆地2025年水平段平均长度已达3520米。二叠盆地内平均单日进尺达413米，头部作业者单日进尺550~620米（22.9~25.8米/小时或20万~23万米/年）。
压裂模式从拉链式压裂转为同步压裂，通过多井协同施工与压裂资源集中配置，实现多井组整体改造，提高作业效率，同时，通过“多井分流、压力协同”降低摩阻损耗，提高有效施工压力。同步压裂已成为主流施工模式，并持续向多井跨平台同步压裂模式演进。
压裂支撑剂选择也从一味追求导流能力转为追求多尺度有效支撑，重点关注支撑剂是否能进入复杂裂缝的远端。
孙焕泉总结，页岩油气立体开发是一种高效、系统化的开发模式。基于页岩油气沉积特征、储集特点和“甜点”分布，进行立体井网设计，优快钻井、立体压裂，在多维空间改造形成“人工油气藏”，以实现页岩油气藏储量动用率、采收率、收益率（3R）最大化。这其中，地质-工程“甜点”描述是基础，缝网协同优化是关键，工程提速提效是保障。
页岩油气立体开发技术体系包括页岩储层精细描述与建模技术、页岩压裂后储量动用表征技术、立体开发技术政策优化技术、立体开发配套工程工艺技术、立体开发监测评价技术等。
经过持续技术迭代，国内页岩油气立体开发成效显著。在涪陵页岩气田，立体开发井年产量占气田总产量48%，储量动用率由单层开发的32.2%提升至三层立体开发后的85.2%，焦石坝区块整体采收率由12.6%提升至三层立体开发后的44.6%。
胜利油田梯次开展缓坡断块型、洼陷稳定型、陡坡深陷型先导试验，立体差异开发实现从3层楼到5层楼再到7层楼的突破。其中，民丰1号台7层楼立体开发井组，7口井峰值日产油均超百吨，首年累产油均过万吨。目前，胜利济阳页岩油国家级示范区高质量建成，2025年产油70万吨，累计产油突破200万吨。
大庆古龙页岩油设计4层立体开发井网，部署水平井8口，同层井距500米、水平段2500米，设计首年日均产油16.3吨，目前6口井正常生产，平均日产油19吨。
新疆吉木萨尔页岩油开发采用立体井网工厂化布井，平台井数3~12口，水平段长1300~2500米，井距300米，层间距大于10米。
长庆鄂尔多斯长7段页岩油开发采取“大井丛、多层系、立体式”布井方式，水平段主要为1500米，井距400~500米。建成国内陆上最大水平井平台，开展两层立体开发试验。