负责油气勘探项目全周期地质研究，涵盖盆地构造演化分析、有利目标区优选、探井井位部署及探明储量评估，为勘探决策与开发方案提供核心技术支撑。

• 主导鄂尔多斯盆地东部延长组深层天然气勘探项目，基于层序地层学理论重构三级层序格架，利用Petrel平台开展精细地震相-沉积相联合分析，解决目的层横向展布预测偏差问题（原误差±150m→优化后±50m），优选出3个高含气富集区，支撑部署探井5口，获工业气流井4口，储量丰度达3.2×10^8m³/km²。
• 牵头页岩气水平井甜点区评价，创新融合测井Rock-Eval热解参数与地震反演脆性指数，建立“有机碳含量-孔隙度-脆性”三维甜点评价模型，优化水平井轨迹穿过优质甜点区比例从65%提升至82%，单井无阻流量由80×10^4m³/d提高至95×10^4m³/d，支撑区块提交预测储量180亿方。
• 作为核心技术成员参与南海西部某海相碳酸盐岩探明储量申报，采用容积法结合动态生产数据校正有效厚度下限（原6m→修正为5m），并通过相干体技术刻画缝洞系统连通性，最终新增探明地质储量320亿方，一次性通过自然资源部评审。
• 攻克柴达木盆地英雄岭构造带复杂断块区勘探难题，引入重解释技术重新处理老三维地震资料，结合蚂蚁追踪算法识别小断层（落差＜5m），将探井钻遇断层落空率从35%降至12%，近一年部署的7口评价井均获成功，推动区块进入开发建产阶段。

聚焦油气藏地质特征研究，承担地震资料解释、储层评价及储量估算任务，为中小盆地勘探项目提供关键技术输出。

• 负责松辽盆地外围梨树断陷白垩系营城组火山岩勘探，利用Jason平台开展地震属性融合分析（提取振幅、频率、相位类属性12项），圈定2个火山机构有利区，部署探井3口均钻遇火山岩储层（厚度80-150m），其中1口井获日产35万方工业气流，推动区块升为控制储量。
• 建立致密油藏“岩心实验-测井响应-地震反演”多维度储层评价体系，通过压汞实验获取喉道半径分布（主要分布在0.1-2μm），结合波阻抗反演预测有效储层厚度，支撑某区块上报控制储量560万吨，储量落实率较前期项目提升20%。
• 主导编制《陆相断陷盆地火山岩储层描述技术手册》，提炼“地震相-沉积微相-岩相”三相约束法，应用于公司3个同类项目，平均缩短储层描述周期15天，被列为公司核心技术文档。
• 参与海外乍得Bongor盆地二维地震资料解释，运用层拉平技术恢复古构造，识别出2个鼻状构造圈闭（闭合面积0.8-1.2km²），提交的勘探目标被业主采纳，后续首钻获油流验证。

承担基础地质调查与资料整理工作，参与区域地质研究及小层划分，为资深工程师提供原始数据与初步分析支持。

• 完成四川盆地川东高陡构造带野外地质调查，采集露头剖面12条（总长8km），系统描述地层接触关系及构造变形特征，编制1:1万地质图2幅，为后续地震解释提供地表地质约束。
• 整理塔里木盆地塔中地区20口老井岩心资料，建立“井-层-岩性”数据库（包含岩心照片5000+张、薄片鉴定报告200份），支撑团队开展古近系储层横向展布研究，缩短同类井分析时间40%。
• 协助完成鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段储量复算，应用容积法计算单井控制储量（原公式未考虑非均质性），引入渗透率级差修正系数后，单井控制储量平均增加8%，助力区块产能建设方案优化。

• 因痛心于年轻人对历史的疏离，我在B站创立「古人脱口秀」栏目，用职场梗解构历史事件（如《雍正皇帝的KPI保卫战》）。通过设计「颠覆认知-史料佐证-现代共鸣」三幕剧本模板，单期视频最高收获1.7万条弹幕互动。
• 两年间栏目播放量突破180万，作品被多地中学选为教学素材。这段经历磨砺出将学术内容转化为大众语言的能力，也让我理解到真实用户反馈才是创作者的指南针。

鄂尔多斯盆地某致密气藏水平井开发效果提升及稳产方案优化项目

• 鄂尔多斯盆地某致密气藏埋深2500-3000m、渗透率仅0.1-1mD，水平井投产后首月产量递减达50%，单井可采储量（EUR）仅1.2亿方、稳产期不足8个月，项目目标是通过“地质-工程-生产”联动优化，解决“高递减、低稳产”痛点，提升开发效益。我在项目中担任核心负责人，统筹动态分析、地质建模及工艺调整全流程。
• 项目面临两大技术壁垒：一是地层非均质性强，传统均质数值模拟无法准确刻画剩余气分布；二是常规递减曲线分析未考虑应力敏感效应，产量预测误差超20%。我针对性引入“双重介质地质建模+机器学习递减预测”组合方案——用Petrel RE构建包含裂缝网络的高精度地质模型，融合LSTM神经网络与地应力、生产动态数据，解决传统方法的精度缺陷。
• 我带领5人团队收集30口井的钻井、测井及3年生产数据，开展地应力场反演与裂缝有效性评价，将压裂段间距从20m优化至15m以匹配基质渗透率；基于机器学习模型预测不同配产下的递减趋势，提出“前3个月控压稳产、后期梯度降压”的生产制度；同时自主开发“致密气藏压裂效果评价系统”，筛选出“陶粒支撑剂+0.3%低浓度胍胶”的最优压裂液配方，提升裂缝导流能力25%。
• 项目成果显著：单井EUR提升至1.42亿方（增幅18%），稳产期延长至14个月，区块年增气1.2亿方，累计降本1500万元。我的核心贡献是突破了致密气藏传统模拟的技术瓶颈，建立的“地质-工程-生产”联动方法被公司列为致密气开发标准模板，直接推动了3个同类区块的方案复制。

四川盆地某页岩气藏试采阶段产能评价及开发制度优化项目

• 四川盆地某页岩气藏试采初期（2019年），10口井因配产不合理出现“要么压力骤降见水、要么产能浪费”问题，项目目标是建立适配该区块的产能评价体系，优化配产方案以实现稳定试采。我担任“动态分析与配产负责人”，负责试采数据处理、产能模型构建及配产设计。
• 难点在于页岩气“吸附气+游离气”的双重介质特征，传统Arps递减曲线无法反映基质扩散效应，导致产能预测偏差超15%；同时地层束缚水早期识别困难，易误判见水风险。我采用“产量不稳定分析（RTA）+页岩气数值模拟”方法——用Eclipse页岩气模块建立考虑基质扩散与裂缝流动的模型，结合RFT压力测试数据修正产能方程。
• 我收集20口井的试采数据与RFT压力资料，通过RTA分析确定单井“无阻流量-表皮系数”关系，量化吸附气对初期产能的贡献（占比约40%）；通过数值模拟研究不同配产下的压力场演化，提出“阶梯式配产”方案——投产前3个月配产为无阻流量的30%，逐步提升至50%；同时配套“柱塞气举周期性排水”制度，降低井底积液风险。
• 项目成果：配产符合率从65%提升至90%，单井初期递减率从45%降至32%，见水风险降低30%，支撑区块首年实现商业化开发、贡献产量0.8亿方。我的创新点是将RTA与页岩气数值模拟结合，解决了三重介质条件下的产能评价难题，该方案被纳入公司页岩气开发标准规范，成为后续区块试采的核心参考。