（1）页岩油产区
页岩油( shale oil) 是一种非常规石油资源，类似于页岩气，页岩油具有储层致密、渗透性差的特点，需要通过水平井钻探和压裂后方可开采利用。世界页岩油资源较为丰富，主要分布在北美、东欧和亚太地区。据美国能源信息管理局 （EIA）披露,全世界页岩油总储量为 3450 亿桶，其中俄罗斯 750 亿桶，美国 580 亿桶，中国 320 亿桶。由于压裂和定向钻井技术的广泛应用，美国页岩油开采已达石油开采总量的 30%。
目前美国原油产量集中于巴肯、鹰福特和二叠纪盆地三大产区。当前页岩油产区主要有七个，包括阿纳达科、阿帕拉契亚、巴肯、鹰福特、海内斯维尔、奈厄布拉勒和二叠纪盆地。2012年初，巴肯、鹰福特与二叠纪盆地三大产地合计原油产量在美国总产量中的占比仅为34.5%；而2022年初，仅二叠纪盆地的产量占比便已达到42.3%，三大产地合计产量占比高达61.9%，较2012年初增长近一倍，其中二叠纪盆地产量增幅最大。
（2）页岩油公司资本支出
①11家国际主要页岩油公司在资本开支决策中维持谨慎：投资净流出有所上升，但仍没有恢复到疫情前的水平，且近期增速有所放缓。
②页岩油公司油价高位回落，公司现金流有所走弱
对于经营性现金流：自2020年Q2起经营性现金流呈高速增长态势，不断创历史新高，但由于美国原油价格较去年高峰时下降约40%,天然气价格下降至每百万英热单位约2.60美元，较去年下降6.20美元每百万英热单位，叠加材料成本不断上升，2023年有所下降。对于筹资性现金流：页岩油公司融资难度仍较大，仍有较大的债务压力，筹资性现金流保持负值。资本开支决策中维持谨慎。
③成本通胀下资本开支难以落实产量。
一方面高通胀成本下页岩油公司增加资本开支意愿减弱；另一方面成本通胀挤占页岩油公司实际资本开支，落实到产量上的资本开支减少，从而影响资本开支至产量的有效传导，原油产量增量受限。
④美国页岩油企现金支出结构发生改变
更多的现金用于偿还债务，而非扩大再生产。
（3）页岩油生产周期
①页岩油生产过程
页岩油的生产过程包括3-4个步骤，周期约6-9个月。页岩油生产过程一般包括3-4个步骤，前期勘探和准备大约需要6个月，其中包括申请土地许可证等；从开始钻井到生产约1.5-2个月，钻成新井后可转化为完井，也可选择转化为已钻未完成钻井(即DUC,或库存井)。钻成的新井需要经过套管、水泥固定、射孔、压裂、生产测试等一系列工序后方可转化成为可生产的完井，产前工序需要耗费的时间并不长。DUC转化为完井的平均周期为5个月，而超过2年以上未被使用的DUC则可被视为废井或无效井。
②页岩油生产周期
页岩油单井产量衰竭快、寿命短。与常规石油不同，页岩油的油井产量衰竭速度极快，一般在开始生产1-3个月后达到其产量巅峰，随后产量下滑。一年后单井产量衰减60%-70%,第二年再衰减30%-40%,第三至第五年每年再衰减25%-30%,五年后基本进入低产期，单井的有效寿命约3-5年。为维持产量，页岩油企只能不断支出，保持新井数量。
（4）不同周期钻井结构，钻井与产量
我们将页岩油钻井活动分为扩张期、收缩期和恢复期。
①扩张期新井、完井和DUC同步增长：由于钻井工序的限制，部分新井未能及时转化成为完井；同时，出于经济性的考虑，美国油企倾向于保持大量的DUC用来维持长期供应弹性，因此在扩张期，新井数、完井数与DUC存量往往保持同步增长的态势。
②收缩期完井大幅减少，大量新井被转化为DUC：当油价快速下跌时，油企进行完井工序的意愿降低，但由于钻井任务多数外包至油服公司，合同约束下钻井活动仍在持续，新井数大体维持稳定，完井数大幅下降，而大量新井被转化成为DUC，DUC存量增幅加快。
③恢复期新井、完井缓慢增长而DUC减少：当油价探底后，出于节约支出的考虑，新井增长缓慢，油企将现存DUC转化成为完井以维持生产，完井数的上升有赖于DUC的持续释放，进而出现新井、完井缓慢增长，而DUC大幅减少的情况。
上图中粉红色部分为收缩期，灰色部分为恢复期，2020-2022年为页岩油企的恢复期。进入2023年，近期来看页岩油企似乎有进入收缩期迹象（看下图）
从钻机数看，美国页岩油企日产量接近拐点？
因此从2023年1月开始，美国主要页岩油气产地钻机数逐步下降，同时DUC的提取也有所放缓，这表明了钻机数提升与DUC投产这驱动美国页岩油产量的两大因素正在消弭，因此页岩油的日产量可能正在接近拐点，并且难以逆转。考虑到美国当前DUC数量已接近十年来的最低水平，除非快速增加钻机数，否则美国难以增加原油产量，而增加钻机在目前的经济环境对于大部分能源商而言也是难以接受的。
（5）页岩油产量
过去几年美国页岩油产量增长主要来自二叠纪盆地的扩产
目前二叠纪盆地产量已然放缓
（5）页岩油单井产量与油价关系
①单井产量与油价多呈负相关性。1）当油价处于高区间时，油企的增产意愿强烈，开采活动积极，大量新钻井迅速投入生产，由于活跃钻井的基数增大，品质参差不齐，单井产量相对较低。2）而当油价偏低时，企业收缩开支，优先选择DUC或品质优异的井口进行生产以降低单位成本，因此单井产量上升。
②不同盆地新井单钻机产量差异较大，甜油区生产效率较高。“甜油区”的开采活动相对更为容易，单井产量亦更高。巴肯、鹰福特和奈厄布拉勒是单井产量前三高的产区，即“甜油区”，疫情前，巴肯地区单井产量超过1500桶/日，2019年这三个产区的平均单井产量是另外四个产区的2倍；而效率最低的海内斯维尔单井产量仅为19桶/日左右。
③主产区新井单钻机产量高位回落。疫情后，为节省运营成本，油企纷纷减少开采活动，优先开发品质优异的“甜油点”，新井单钻机产量大幅上升。经历了接近一年半的开发后，“甜油点”被大量消耗，高单井产量的生产方式无以为继，目前主要产区的新井单钻机产量均处于快速回落状态。长期来看，“甜油点”的耗尽意味着生产效率的持续回落，或对页岩油的增产能力造成一定冲击。
（6）页岩油生产成本
原油的生产成本包括收支平衡成本和生产成本。在衡量油企是否应该生产时，一般需要考虑两个成本：1）收支平衡成本（也称收支平衡油价），判断一个新项目是否应该投产的标准，即项目收入至少应大于其成本。2）生产成本，判断一个在产项目是否需要关停的标准，即市场油价至少应高于其生产成本。
①2020年美国页岩油的收支平衡成本和生产成本
②2021年美国页岩油的生产成本
③2022年美国页岩油的收支平衡成本和生产成本（没找到图）
美国达拉斯联邦储备银行2022年11月发布的调查报告显示，美国页岩主产区现有在产油井中，鹰滩、二叠纪（特拉华）、二叠纪（米德兰）、其他页岩产区、二叠纪其他产区的平均关井油价分别为23美元/桶、28美元/桶、29美元/桶、33美元/桶、35美元/桶。上述5个页岩产区的平均盈亏平衡油价分别为48美元/桶、50美元/桶、51美元/桶、54美元/桶、69美元/桶。
④2023年美国页岩油的收支平衡成本和生产成本
Element Petroleum 表示，受原材料价格影响，公司的盈亏平衡点上涨 5 到 10 美元，达每桶 55 美元到 60 美元。dallasfed 数据显示 2023 年美国页岩油平均生产成本为 37 美元/桶，去年同期为 34 美元/桶，同比增加 8.8%；美国页岩油公司钻新井所需成本为 62 美元/桶，去年同期为 56 美元/桶，同比增加 10.7%。
目前美国页岩油收支平衡成本为62 美元/桶，应是当前油价的底线。
（7）美国页岩油与传统油企成本对比
①美国页岩油新项目成本高于其他常规石油项目
根据 Rystad Energy 测算，2021 年全球在产资源平均收支平衡油价为 19 美元/桶，新增石油项目为 47 美元/桶，较 2020 年下降 8%，较 2014 年下降 40%。其中，中东陆地资源仅 32 美元/桶，俄罗斯新开发陆上项目 54 美元/桶。相比之下，页岩油 56 美元/桶的新项目成本略高于其他项目。最新，2023年美国页岩油公司钻新井所需成本为 62 美元/桶。
②美国油企收支均衡油价低于OPEC财政收支平衡油价。
中东产油国依赖石油产销收入补贴其他领域的支出(例如政府投资和国防等),因此常以财政收支平衡油价衡量其成本。IMF数据显示，2022年中东OPEC国家的财政收支平衡油价均超过60美元/桶，其中沙特更是超过70美元/桶，美国油企的收支均衡油价相对中东OPEC国家仍有一定优势，因此从挺价意愿上看，OPEC强于美国。
（8）OPEC+产量和产能
这部分与页岩油无关，刚好看到就贴上来。
9月OPEC-10产能27.94百万桶/天，实际23.14百万桶/天，闲置产能4.82百万桶/，天；OPEC+产能49.34百万桶/天，闲置产能5.12百万桶/天。由此可以看出OPEC+从挺价意愿上看是强于美国的。
注：以上各数据均来自网络数据的收集和各家公司的研报，无法保证数据的准确性。$中国海油(SH600938)$ $中国海洋石油(00883)$ $中国石油(SH601857)$