“往年，工程单位只做方案设计，不做预算。现在，我们的技术人员也要站在经济的角度去优化设计。”华北油气概预算中心主任柳清源介绍，“工程设计和预算由同一人编制，设计参数的优化能直接体现到费用预算上。设计人员只有对工程设计的方案及所有参数全面掌控，才能有明确的目的性、准确地优化设计参数，做到技术可行、经济有效、安全平稳。”
华北油气推进经济技术一体化、业务效益一体化，紧扣“技术优、方案省、设计精、预算准”工作主线，在“技术人员会算账”的基础上，推动各专业“管业务就要算效益”，逐步形成从技术到方案、设计、预算、结算，再回到技术的技术经济一体化闭环体系，方案、设计、运行、管理、技术、价格均得到优化。2019年以来，在确保安全的前提下，10亿立方米天然气产能建设投资下降了13%。
“带着成本思维做设计，让我们深刻认识到技术与经济融合的重要性，由当初被动接受，到现在的主动参与，实现了质的跨越。”华北油气石油工程技术研究院院长王翔说，“通过部署丛式井组，大幅度减少了钻井、压裂设备的搬迁频率，可大大降低安全风险。”
如果一个区域内纵向有多套气藏、横向有多个含气丰富的“甜点”，工程设计人员就会采用“混合井组”，利用直井、定向井、水平井等，穿越纵向、横向展布的储层。
近几年，华北油气在气田部署过3井组、4井组，井数最多的还有7井组。大牛地气田的7井组丛式井平台，井组日产气量达到8万立方米。实践证明，这些丛式井组不但可以实现井控储量的最大化动用，还能节约征地费用。
“经过核算，与单口井施工相比，一个4井组的钻井平台能节约1.5个井场的面积，在减少征地费用的同时，丛式井组选用轨道移动钻机，不用拆装，只需要短距离搬迁，一天内即可符合开钻条件，比常规钻机节约2~3天，大幅度的提高生产运行效率，节约钻井搬迁、压裂施工、采气管线、智能化气田建设等方面的成本。”王翔说。
依据东胜气田J30井区气藏分布特征，原设计施工4口水平井，技术人员经过反复优化，分别部署2300米、2200米两口超长水平段水平井，一口水平井的水平段可以穿越两套含气层，这样就节省了两口水平井施工费用。实施压裂后，储量动用程度提高6个百分点，节约投资480万元。
在油气田产能建设的钻井施工中，以前通常使用口径较大的钻具。但技术人员经过论证，发现使用尺寸较小的钻具可以收到同样的效果，而且能大幅度减少井筒内钻井岩屑，降低钻井液使用量，从而节约水资源和钻井岩屑的拉运费。
同时，他们根据地层条件，优化井身结构，将原来常规的三级结构井身优化为二级结构，减少了套管使用量，提升了钻井速度，单井可节省费用100多万元。
在设计水平井水平段长度时，技术人员反复测算，发现水平段越长，单位长度水平段的费用越低。“与1000米水平段相比，1500米水平段每米钻井投资降低23.9%，如果达到3000米，则能够更好的降低39.2%。”王翔说，“目前，部署在东胜气田的水平井，最长水平段有2000米。”
在设计水平井的压裂规模时，工程技术人员根据钻遇储层的显示情况确定压裂规模及压裂段数，他们在显示较好的储层段扩大压裂规模、增加压裂段数。“虽然相比原计划要花费更多费用，但气井产气量得到大幅度提升，产出投入比较高。”华北油气工程技术研究院储改所党支部书记李月丽说。
以前，气田压裂一直使用陶粒砂，成本比较高。技术人员结合不同的储层类型，反复研究验证，在压裂时加入较为便宜的石英砂，并找到与陶粒砂混合的最佳配比，既能保障压裂效果，又能节约成本。
“我们一直在思考，压裂液如何能重复利用，这样节约下来的压裂成本和拉运费用，可是一笔可观的费用。”储改所副主任师朱新春说。技术人员将井内返出的压裂液经过净化、药剂处理，在下口井的压裂施工中继续当作前置液使用，每立方米废水仅处理费就可节省300~400元。去年以来，压裂返排液重复利用量累计达到6.8万立方米。
“我们通过优化产建组织运行、做实生产资源统筹调度、做细专业工种整体协调，提升甲乙方管理上的水准，实现共进共赢。”华北油气生产运行管理部经理王斌说，“产建项目各环节紧密衔接、流程顺畅很重要，这就需要在不同的工况条件下都做到生产组织最优化运行，从而最大限度节约生产运行成本。”
在丛式井组钻井队伍管理模式上，华北油气积极探索“一队双机”模式，即一支钻井队伍同时承担两口井施工，这样既充分盘活人力资源、提升井组钻井速度、提高生产组织效率，又最大限度降低生产成本。
“在生产运行上，我们持续推进一体化生产运行管理，不断强化生产计划管理、细化生产的全部过程管控、抓好生产异常管理，用系统思维提升宏观把控能力，成本观念融入生产运行各环节，推进生产运行从精细化管理向精益化管理迈进。”王斌说。
在计划内检维修方面，他们合理把控实施工程的方案、前期准备、时间节点、产量影响等多方面因素；在生产异常管控方面，持续推进跟踪、分析、处理、反馈、考核多方位结合的一体化“调度”动态跟踪管控，找准薄弱环节，最大限度减少生产异常带来的影响。
他们还建成并推广工程结算管理平台，通过打通石油工程工程量清单计价系统、勘探开发业务协同平台、资本预算管理系统、合同管理信息系统等8个信息平台，实现工程验收、工程结算、ERP投资入账、财务往来挂账自动流转，完成了业财数据集成共享和融合贯通，可做到事前预先管理、事中监控预警、事后智能分析，让人员少跑腿、让数据多跑路，提高了验收效率，降低了验收结算成本。
华北油气按照“定额管理精细化、定额应用简单化”的思路，推行“米费制+”多元化价格体系，满足油气田勘探开发过程中，不同区块、地质条件、工艺技术方面的要求的价格体系，既满足了勘探开发需要，又让业务人能简单、准确使用定额。
他们在老区推行“米费制”清单综合单价，在新探区采用定额计价模式，在重点井和风险探井、新工艺新技术井采用“日费制”计价模式；在试点井开展“日费制”计价，其中钻井采用“4+N”日费制模式、压裂采用“1+2+N”日费制模式。
在成熟区块部署的开发井，华北油气采取“米费制”结算钻井施工，实施工程单位为节省成本，会在尽可能短的时间内完成钻井施工，气田施工的水平井钻井周期连续4年缩短，钻井时效提升30%以上。
针对重点风险探井埋深较深、温度高、施工难度大、钻井周期长的特点，华北油气立足甲方技术主导，通过引进再创新，推进提速工具与高性能钻井液技术融合，结合米费制管理模式，探索形成钻机服务、钻井液服务、录井服务、提速提效服务4个日费制合同和固井服务、测井服务、监督服务3个包干服务合同的华北特色“4+3”日费制管理模式，大幅度提高钻井作业效率。
同时，他们以储量价值和投资效益最大化为目标设计风险探井方案，以经验总结到位、源头设计到位、装备配套到位、过程管控到位、“一体化”理念贯彻到位、技术上的支持与监督到位、“一趟钻”技术完善到位、激励机制到位，以及设计源头不到位的井坚决不打、技术配套不完善的井坚决不打、装备不具备安全性能条件的井坚决不打的“八个到位、三个不打”为原则，在部署过程中对工程方案迭代优化，建立日费制井设计的具体方案图版，严控钻井成本，支撑高质量勘探。
2021年，华北油气部署在鄂尔多斯盆地西部的重点风险探井——宁古1井，施工全套工艺流程中强化甲方主导，建立“钻机服务合同、钻井液服务合同、提速提效服务合同、录井服务合同”和“固井服务合同、测井服务合同、监督服务合同”等为主体的“4+N”日费制模式，现场监督依据合同严格管控每日生产费用，各生产节点按计划完成，全井节约费用940.27万元。