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低油價下，美國的頁巖油企除瞭采取與傳統油企類似的裁員、削減投資、業務聚焦等措施外，也采取瞭一些針對性措施，主要包括改善鉆完井設計、調整生產思路、利用信息與數字技術、借助新型金融模式等四個方面。
通過調整頁巖油生產井的水平段長度、射孔間距、支撐劑使用量改善鉆完井設計，降低頁巖油單井遞減率和桶油成本。
降低頁巖油單井遞減率和桶油成本，是頁巖油企在低油價時的普遍做法。通過對頁巖油生產井的水平段長度、射孔間距、支撐劑使用量進行調整，使單井產量和最終可采資源量（EUR）與作業成本達到最佳組合，同時提高單井產量和最終可采資源量。
美國能源信息署（EIA）的統計顯示，2015年美國二疊盆地頁巖層系和巴肯頁巖區新鉆頁巖油生產井在投產4個月後的平均產量遞減率分別為18.4%和16.2%，而2012年時，這兩個區帶的遞減率均高達31%左右。通過對這兩個頁巖區帶近十年來頁巖油生產井鉆、完井情況的統計發現，增加水平段長度和支撐劑使用量、縮短各期次壓裂作業的間距、調整壓裂液成分是作業者提高頁巖油井產量、降低遞減率和作業成本的主要措施。
巴肯頁巖區自2006年以來，頁巖油井的垂直深度一直保持在10000英尺左右，而水平段長度則逐年遞增，由約5000英尺增至約10000英尺。與此同時，各壓裂期次的平均間距也從最初的800英尺縮短至約300英尺，單井壓裂的支撐劑用量由不到50萬磅猛增至約400萬磅。
另外，自2011年開始，巴肯頁巖區進行水力壓裂時所使用壓裂液的成分也有較大變化，由原來的清水和滑溜水為主改為以X-Link凝膠為主，目前近3/4的新增鉆井中采用的都是這種壓裂液。得益於壓裂作業方案的調整，巴肯頁巖區新增生產井的初始產量不斷台北靜電機出租提高，首月產量由400桶/日增至約600桶/日，遞減率也降低近50%，頁巖油單井可采資源量由2010年時的30萬桶增至約50萬桶，每千英尺水平段的可采資源量由約4萬桶增至5萬桶。而油田服務和材料費用則因低油價大幅降低，作業者有限的費用增加換來瞭更大的產量提升，最終達到降低桶油成本的目的。
放棄追求開發前期高產能，“扼流效應”降低產量遞減速率及生產成本。
低油價下，越來越多的頁巖油企開始改變生產思路，在頁巖油井投產初期便對產量進行限制，該策略被稱作“扼流效應”。它們通過放棄追求開發前期頁巖油井的高產能，降低產量遞減速率，最終實現產量的提高，從疲於鉆井保產的困境中解放出來。
加拿大能源公司（EnCana）是采取這種生產思路的典型代表。該公司總裁在今年的一次投資者大會上表示，公司在油井投產初期對其產量進行限制，采取這種策略的原因是其認為在此種情況下油井在投產的前6個月內的產油量會更高，即意味著更多的資本回流。
該公司在鷹灘頁巖區帶核心區卡恩斯的生產中采用瞭這一策略，並將其中一口井與同區依歐格資源（EOG）的一口井進行瞭對比。依歐格資源的井投產後首月的平均產油量為2000桶/日，而加拿大能源公司的井在相同時間內的產油量大概是依歐格資源產量的1/3。但生產模擬的結果顯示，依歐格資源的井到第3個月時產量下降瞭54%，而加拿大能源公司對應期限內的產油量隻下降瞭17%。在持續生產9個月時，依歐格資源所鉆井的產量將被加拿大能源公司超越，這一產量優勢將一直持續到生產結束。從第3年開始，依歐格資源頁巖油井的累計產量也將被加拿大能源公司的井超越。
但這種限產策略的不足在於會延長投資回收期。根據測算，依歐格資源的井在8個月內即可全部收回投資，而加拿大能源公司的井則需要歷時12個月。更早收回投資，就可以在更短時間內投資鉆新井或償還債務。
借助信息與數字技術，在人員大減情況下保證作業量穩定，那些充分利用數據的經營者最終成為贏傢。
智能化和數字化是近年來油氣領域發展的重要動向之一，伍德麥肯錫一份研究報告稱，有效利用數字技術可以幫助油氣工業降低20%左右的資本支出，將上遊經營成本降低3%～5%，大數據是未來數字台北靜電油煙處理機出租技術的重要內容。在本輪低油價期間，美國頁巖油企通過利用信息與數字技術提高瞭作業效率，使其在人員大量減少的情況下仍能保證作業量的穩定。
依歐格資源有“石油界的蘋果公司”之稱，因為其在近幾年的作業中大量采用瞭高科技手段，幫助其在投資削減、作業人員減少的情況下保持瞭頁巖油產量的穩定。該公司為自己量身打造瞭一款名為iSteer的手機應用程序，地質工程師可以通過該程序向100英裡以外的鉆機發送指令，鉆井工人收到提示之後能夠馬上調整鉆頭位置，使鉆井工作窗保持在10～15英尺，確保井筒處於最理想的層位，而整個調整隻需幾分鐘。
近3年，該公司一直在壯大從事計算機相關研究的人員隊伍，利用各種手機應用程序解決生產中遇到的技術問題。目前該公司在用的手機應用程序有65款之多，iSteer隻是其中之一。這些手機應用程序幫助依歐格資源極大地提高瞭頁巖鉆井效率，該公司目前在西得克薩斯地區完成1英裡（約合1600米）以上水平段鉆探平均用時為20天，最低的甚至隻有10.5天，較2014年時的38天減少瞭近一半。
康菲石油則借助大數據技術提高瞭鷹灘頁巖區的鉆井作業效率，節省瞭投資。該公司在鷹灘頁巖區在產井的生產設備上安裝瞭微型傳感器，實現瞭井下數據的實時收集，利用Tibco軟件公司的Spotfire可視化數據包對這些數據進行對比分析，通過程序實現鉆頭馬力和鉆速的自動調節，將該區的鉆井時間縮短瞭一半。該公司計劃未來在鷹灘頁巖區新鉆3000多口井，如果都使用該方法，則可以節省數十億美元的費用。通用公司研究認為，以大數據為基礎，通過油氣設備互聯可以縮短設備維護時間，縮短項目停工周期和降低成本。如果作業者能實現基於數字技術的、可預測的設備維護，則可將計劃外停工時間減少36%，而目前全球隻有3%～5%的油氣設備實現瞭互聯。
鷹灘頁巖區最早參與者之一的美國新世紀勘探公司表示，油氣勘探開發的未來很大程度上取決於數據和數字化技術，油企應該重視起來並應迅速采取行動嘗試在油氣領域更廣泛地使用數字化技術。近年來的技術進步大幅提高瞭油氣行業的生產效率，過去6年間，每臺鉆機的產油桶數平均每年增長25%，那些充分利用數據的經營者最終成為贏傢。目前的油田中隻有小部分實現瞭數字化，而獲得的大量數據隻是歸檔，並未做進一步研究。隨著美國頁巖區的開發從核心區向非核心區轉移，對“大數據庫”的深入挖掘和分析勢在必行。將累積的數據文件加載到一些數據可視化分析軟件中運行，往往會發現一些潛在的有價值信息，可以指導公司決策，亦可評估收購。目前該公司正在著手以FracFocus、IHSMarkit或Drillinginfo等為基礎來建立自己的數據庫，以便通過對鷹灘頁巖區的趨勢分析來評估收購機會。
經營模式創新結合投資者和頁巖生產商，具有融資功能的油服公司應運而生。
經營模式的創新也是美國頁巖油企低油價下增強生存能力的重要方式。在油企與油服公司合作方面，美國頁巖油開發過程中又產生瞭新的作業模式。
近兩年，美國頁巖油氣業內誕生瞭一種名為DrillCos的鉆探作業合資公司，這種公司將投資者和擁有閑置可鉆探區塊的頁巖生產商結合到一起。初始階段由DrillCos負責在目標閑置區塊上作業生產頁巖油氣，將銷售頁巖油氣所產生的全部現金返給投資者。當向投資者返回的現金總額達到其投資額的115%時，擁有區塊的頁巖公司接手區塊作業權，投資者可以繼續獲得該區塊10%的頁巖油氣產量。
這種公司的實質是一種具有融資功能的油服公司，通過許諾穩定長期的回報，吸引投資者參與投資，同時帶資為油企提供工程服務並獲得一定的產量分成。借助這種形式，頁巖油氣公司可以在不增加自身投資的情況下，在未來獲得生產更多頁巖油氣的能力。目前美國有數傢這樣的合資公司，它們在過去的兩年內已籌措瞭至少20億美元資金，包括依歐格資源在內的多傢頁巖油生產商都在嘗試與DrillCos開展合作。
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