负责渤海湾盆地A区块（原油地质储量3200万吨）的全生命周期开发管理，涵盖动态分析、方案优化、措施挖潜及生产协调，统筹油藏工程、采油工程多专业协同，目标实现区块采收率提升至38%以上、综合递减率控制在8%以内。

• 主导区块年度开发动态分析，基于Eclipse 2023R2油藏数值模拟平台，融合生产测井、示踪剂监测数据，识别主力油层平面动用不均问题（渗透率级差达8.7），提出‘分层注采+周期注水’调整方案：优化注水井分层配水器参数，将低渗层吸水比例从12%提升至28%，配合油井周期注采（注采周期由30天缩短至15天），实施6个月后区块综合含水率从92.4%降至89.1%，自然递减率由10.2%压减至7.8%。
• 牵头老井挖潜技术攻关，针对区块关停井占比15%（主要为低效井）的痛点，应用物质平衡法结合剩余油饱和度测井（C/O能谱）重新评价剩余油分布，筛选出12口潜力井实施‘压裂+酸化解堵’复合措施：创新采用前置酸（浓度12%）+暂堵剂（颗粒直径0.5-2mm）组合工艺，单井平均日增油从3.2吨提升至5.8吨，累计增油达1.2万吨/年，措施有效率从65%提高至89%。
• 构建‘动态-静态-经济’三维注采优化模型，整合油藏压力场（地层压力保持率91%）、储量动用系数（0.68）及单井作业成本（85万元/井）等参数，调整注采井网密度（由6口/km²加密至7.5口/km²），新增加密井5口，初期单井日产油达18.6吨（较原井网提升22%），推动区块可采储量增加45万吨。
• 统筹新井投产与地面工程衔接，针对C平台新钻井（水平段长1200m）储层非均质性强问题，联合采油工程团队制定‘分段压裂+暂堵转向’方案（分10段，每段加入暂堵球30颗），投产后平均单段产量达2.1吨/天（较常规压裂提升35%），保障新井半年内贡献产量1.8万吨。

承担鄂尔多斯盆地B致密气藏（探明储量150亿方）开发方案编制与实施跟踪，聚焦低渗储层改造、井网适应性评价及排采制度优化，支撑区块稳产气量从80万方/天提升至120万方/天。

• 主笔完成B区块一期开发方案（5亿方/年产能）编制，基于岩心实验（渗透率0.1-2mD，孔隙度8-12%）与压裂施工曲线（峰值压力65MPa），优化水平井轨迹（方位角由NE60°调整为NE45°以穿透优势裂缝带），配合‘大液量（1800m³）+高砂比（3.2t/m³）’压裂工艺，单井无阻流量从12万方/天提升至18万方/天，方案通过股份公司评审并获优秀设计奖。
• 建立致密气藏排采动态预警机制，针对气井初期易发生水锁的问题，采集120口井的压力、产液数据，运用灰色关联分析法定位关键影响因素（表皮系数＞-3.5时返排率＜40%），制定‘阶梯式降压+间歇放喷’制度（初始降压速率0.5MPa/d，后期调整为0.8MPa/d），气井返排率从38%提高至55%，投产时率提升至92%。
• 开展井网加密效果后评价，对比基础井网（井距400m）与加密井网（井距250m）的开发指标，通过数值模拟验证加密后储量动用程度从58%提升至72%，但单井控制储量下降15%，提出‘主河道区加密、三角洲前缘区保持原井距’的差异化布井策略，节约投资约2000万元。
• 跟踪水平井压裂效果，针对3口低产井（日产量＜5000方），利用微地震监测（事件数＞500个）分析裂缝扩展形态，发现存在天然裂缝干扰导致缝网不连续问题，提出‘前置酸溶蚀天然裂缝+胶液封口’改进方案，措施后单井日产量恢复至8000方以上，挽回经济损失450万元/年。

参与四川盆地C页岩气藏前期开发研究，负责基础数据整理、单井产能评价及开发概念设计，为区块提交探明储量（280亿方）及开发方案编制提供技术支撑。

• 系统整理C区块50口评价井的测井、岩心及压裂数据，建立‘有机碳含量（TOC＞2%）-脆性指数（＞45）-孔隙度（＞3%）’优质储层判别标准，圈定有利区面积120km²，支撑探明储量申报时有效厚度下限由3m优化至2.5m，增加可采储量15亿方。
• 开展页岩气水平井产能评价，基于‘等温吸附模型+数值模拟’方法，结合现场压裂数据（总液量2000m³，加砂量150t），建立单井EUR（可采储量）预测公式（R²=0.87），预测单井EUR达1.2亿方（较初期估算提升18%），为开发方案中‘100口水平井+2座集气站’的规模设计提供依据。
• 参与开发概念设计，对比‘直井+压裂’与‘水平井+分段压裂’两种模式的经济性，通过成本效益分析（水平井单井投资4500万元，内部收益率12.5%；直井单井投资1800万元，内部收益率8.2%），推荐水平井开发模式，该结论被纳入最终概念设计报告。
• 协助完成压裂液体系优选实验，针对页岩储层敏感性（水敏指数0.45），测试瓜胶压裂液（破胶后残渣含量800mg/L）与滑溜水（残渣＜100mg/L）的伤害差异，提出‘滑溜水为主、瓜胶为辅’的复合压裂液体系，岩心渗透率恢复率从62%提升至81%，研究成果应用于先导试验井并取得良好效果。

渤海湾某稠油油田二次开发产能提升与碳排放管控一体化项目

• 该油田为典型普通稠油油藏（原油粘度800-1500mPa·s），历经15年蒸汽吞吐开发后，采出程度仅12.3%，单井日产量衰减至3.2吨，且蒸汽系统煤耗高（吨油蒸汽耗量1.8t）、碳排放强度达285kgCO₂/吨油。核心目标是破解“老油田产能递减+环保约束”矛盾，实现“产能提升15%+碳排放下降20%”双指标，推动绿色转型。
• 项目难点在于三方面：一是稠油高粘度导致常规蒸汽驱替效率低，蒸汽腔扩展不充分；二是注汽管网热损率高达18%，余热未有效利用；三是传统方案无法平衡产能与碳排放要求。我通过CMG-STARS油藏数值模拟结合Aspen Plus能耗分析，定位到“蒸汽利用率低”和“注汽参数不合理”是关键瓶颈。
• 我的核心行动包括：1）主导研发“纳米SiO₂-聚合物复合驱油剂”，通过降低油水界面张力（从12mN/m降至2.1mN/m）提升驱替效率，替代30%蒸汽用量；2）改造注汽系统，加装过热蒸汽预热器回收余热，将蒸汽发生热效率从78%提升至89%；3）整合油藏模拟与碳排放核算模型，优化注汽周期（从10天缩短至8天）并配套驱油剂注入，实现“少用蒸汽多产油”的精准调控。
• 项目实施2年成效显著：单井日产量回升至4.8吨，采收率提升至16.1%（超目标1.1pct）；吨油蒸汽耗量降至1.35t，碳排放强度降至225kgCO₂/吨油（下降21%）；年增油12万吨，减少煤炭消耗4.5万吨，对应碳减排12万吨CO₂e。我主导的“复合驱+余热回收”技术方案被纳入公司稠油开发标准模板，后续推广至3个同类油田，直接带动年新增效益超8000万元。

南海西部某高含硫气田产出水处理与钡资源化利用项目

• 该气田进入开发后期，日产产出水1.2万m³，水中含H₂S（50-80mg/L）、Ba²+（1200-1500mg/L）、总矿化度8×10⁴mg/L，常规“沉降+过滤”处理后Ba²+仍超标24倍，无法回注且外排会导致海洋钡污染。核心目标是“达标处理+钡资源回收”，解决环保合规与资源浪费问题。
• 项目难点集中在两点：一是高浓度Ba²+去除效率低，传统化学沉淀法药剂用量大（每方水投加20g Na₂SO₄）且污泥产量高；二是钡资源回收纯度不足（仅90%），难以满足工业级需求。我通过离子交换树脂筛选与电渗析模拟，确定“化学沉淀预处理+离子交换除钡+蒸发结晶”路线，但需解决树脂再生频繁（原每100方水1次）和结晶杂质问题。
• 我主导的技术突破包括：1）优化沉淀工艺，用PAC+PAM复合絮凝剂替代单一Na₂SO₄，将Ba²+去除率从75%提升至92%，药剂用量降低30%；2）筛选强碱性阴离子交换树脂（D201型），调整运行流速至10BV/h，将树脂再生频率延长至每300方水1次；3）改进蒸发结晶装置，控制温度在45℃并添加晶种，使硫酸钡纯度提升至98.5%（满足工业级标准）。
• 项目投产后实现双赢：产出水达标率100%，年减少废水排放438万m³；回收硫酸钡1200吨/年，创造额外收益840万元；年节省药剂成本120万元，污泥产量减少60%。该工艺成为公司高含硫气田产出水处理标杆，获2020年度“油气田环保技术创新奖”，我参与编写的《高含硫气田产出水处理技术规范》（Q/CY 001-2021）已作为行业标准发布。

• 大二观察到毕业生离校时大量教材被废弃，而新生购书支出占生活费12%，便发起校园书籍教材循环计划。为解决传统二手书交易效率低的问题，我们开发微信小程序实现扫码估价、预约取件功能，并说服快递中心以成本价承接物流。
• 通过建立翻新消毒标准打消卫生顾虑，项目年流通教材1.2万册，累计为同学节省书费38万元。这段经历让我从商业小白成长为能设计闭环模式的实践者，项目不仅获省级创业金奖，更被纳入学校官方服务体系延续至今。