负责鄂尔多斯盆地某致密油藏开发全生命周期管理，涵盖储层精细描述、开发方案优化、生产动态跟踪及提产措施制定，衔接地质、工程及生产团队实现区块高效动用

• 主导区块剩余油分布研究，基于Petrel平台构建三维地质模型，整合120口井产液、压力等生产动态数据，结合CMG-STARS数值模拟模块，识别出层间未动用、井网盲区及边角剩余油3类富集区，提出“水平井+分段体积压裂”调整方案，实施后单井初期产量提升40%，区块年产量递减率从18%降至12%，支撑年度增油1.2万吨
• 针对老井低效问题，牵头开展措施选井与工艺优化，运用油藏物质平衡法、无因次采液指数等工具筛选23口潜力井，配套“暂堵转向压裂+生物酶解堵”复合工艺，攻克致密储层裂缝扩展不充分难题，平均单井日增油1.2吨，累计增油8600吨，措施有效率较前期提升25%
• 负责开发方案年度调整，更新测井解释的储层物性参数（渗透率、孔隙度），优化井网密度从8口/km²加密至10口/km²，新增产能15万吨/年，方案通过股份公司评审并获“年度优秀油气田开发方案”称号
• 推动数字化工具落地，基于Python开发区块生产动态预警系统，整合实时压力、温度数据，实现产量波动提前72小时预警，全年避免因管线堵塞、泵况异常导致的产量损失约3000吨

负责四川盆地某页岩气藏试采阶段技术支持，聚焦压裂效果评价、产能预测及开发方案优化，支撑甲方实现试采井高效投产

• 核心参与页岩气水平井压裂效果评价，运用微地震监测（30口井数据）与FracProPT压裂曲线反演软件，量化裂缝扩展形态（平均缝长120m、缝宽8mm），建立“压裂施工参数-单井无阻流量”关联模型，预测准确率达85%，助力甲方优化压裂规模，后续井无阻流量提升20%
• 负责试采井产能跟踪，采用“节点分析法”拆解井筒摩阻、表皮系数对产量的影响，针对12口低产井提出“射孔段优化+降压生产”措施，平均单井日产量从1.8万方提升至3.2万方，试采达标率从70%升至90%
• 参与开发方案编制，基于CMG-GEM页岩气数值模拟，优化井距从400m加密至350m，配套“同步压裂”技术，预计可采储量增加10%，方案获甲方技术委员会“最佳页岩气开发技术方案”认定
• 解决试采阶段地层出砂问题，通过岩心粒度分布、胶结强度分析结合生产数据回归，确定出砂临界流速，调整生产压差从2.5MPa至1.8MPa，同时采用“砾石充填+防砂筛管”组合工艺，出砂率从15%降至2%，保障试采连续运行6个月无停机

协助完成松辽盆地某常规油藏开发基础数据整理与小层划分，参与井网优化及措施设计，支撑区块稳产

• 协助开展储层精细划分，利用测井自然伽马、声波时差资料与岩心薄片鉴定、物性测试数据，将主力油层划分为5个小层，绘制小层平面图与连通图，划分精度较前期提升15%，为井网部署提供精准基础数据
• 参与新井井位设计，基于油藏静态参数（有效厚度、渗透率）与动态生产数据，运用“容积法”计算单井控制储量，推荐3口井位，投产后初期产量均超设计值10%，支撑区块年产量增加5万吨
• 协助措施设计，统计100余口历史措施井数据，建立“措施效果-储层物性”相关性分析模型，筛选出适合该油藏的盐酸酸化配方（浓度15%、缓蚀剂加量0.5%），现场应用12口井，平均单井日增油0.8吨，措施有效率80%
• 负责生产数据统计与分析，每月输出区块开发动态报告，跟踪15口井的含水率、采油速度变化，提前预警2口井的含水上升趋势，协助调整注采参数，延缓含水上升速度3个百分点

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。

• 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。