负责鄂尔多斯盆地某致密油藏全生命周期开发管理，主导方案设计、动态优化及措施提产，支撑区块年产量稳定在80万吨以上，推动采收率提升与CCUS技术落地。

• 主导XX区块（300km²）开发调整方案编制，基于CMG-STARS数值模拟与物质平衡法，识别主力层（长8段）动用程度仅62%、隔夹层发育导致平面动用不均问题；创新提出“细分层系+体积压裂”组合策略，将原5层合采调整为7层分采，配套实施水平井体积压裂（加砂量提升至35m³/段），投产后单井初期产量达18t/d（较原方案提升40%），区块年增油12万吨，采收率预测从28%提高至33%。
• 针对老井递减率高（月递减12%）问题，建立“动态监测-剩余油反演-措施优选”闭环机制：部署20口井间干扰试井+示踪剂测试，结合Eclipse数值模拟刻画剩余油饱和度分布（识别低含油饱和度区域占比35%）；分类实施调剖（弱凝胶体系封堵大孔道）与重复压裂（暂堵转向技术），措施有效率从65%提升至82%，老井月递减降至8%，年增油8000吨。
• 牵头开展CO₂驱油可行性研究，完成目标层（长6段）储层物性（渗透率2-5mD）、原油粘度（8mPa·s）及地层压力（18MPa）匹配性分析；设计“前置酸压+CO₂混相驱”注入方案（注入量5000t/年），在X1-3井组开展先导试验，6个月后见效率达75%，预计提高采收率8-10个百分点，为区块CCUS转型提供技术储备。
• 负责开发生产动态管理，搭建“日跟踪-周分析-月调整”体系：通过实时采集120口井的压力、产量数据，运用递减曲线分析（Arps模型）预测产量趋势，提前3个月预警3个井组递减异常；优化注采参数（注水量由80m³/d调整至100m³/d，注采比由1.1提升至1.3），对应油井受效率从70%提高至85%，区块综合含水率稳定在75%以内。

参与松辽盆地某中浅层砂岩油藏开发方案实施，负责动态分析、措施设计及效果评价，支撑区块年产量从50万吨提升至65万吨。

• 核心参与A区块（150km²）开发方案落地，负责编制射孔优化报告：基于测井解释（孔隙度18-22%，渗透率80-120mD）与油藏数值模拟（Eclipse），确定合理生产压差（8-10MPa）与射孔厚度（12m），避免底水锥进；现场实施后，单井初期产量稳定在15t/d，含水率控制在60%以下，较原设计含水率降低10个百分点。
• 针对低效井（占比25%，单井产量<8t/d）开展治理：通过生产测井（吸水剖面测试）识别低效原因（层间矛盾突出，差油层动用不足）；制定“分层注水+堵水”措施，实施18井次分层注水（配水器精度±5%）与12井次机械堵水（封隔器坐封成功率95%），措施后低效井占比降至12%，日增油200吨。
• 建立开发指标评价体系，设定采油速度（1.2%）、采出程度（15%）等关键参数，每月编制《开发动态分析报告》；通过对比实际与预测指标（误差<5%），及时调整注采方案（注聚合物浓度由1200mg/L提升至1500mg/L），区块聚合物驱见效时间缩短2个月，提高采收率4.5个百分点。

协助完成渤海湾盆地某断块油藏开发前期研究，参与资料整理、基础分析与方案初稿编写，为后续开发提供数据支撑。

• 负责区块基础数据整理与储层评价：收集30口探井测井、岩心数据（孔隙度15-20%，渗透率50-80mD），运用Petrel建立三维地质模型（网格精度200×200×2m），计算地质储量（1200万吨），明确主力含油层系（沙二段），为开发层系划分提供依据。
• 参与开发概念设计：利用容积法计算单井控制储量（8万吨/井），初步确定井网密度（5口/km²）、井距（400m），并通过Eclipse单井模拟验证（采油速度1.0%），方案通过内部评审，为后续详探提供方向。
• 协助开展经济评价：整理成本数据（钻井成本300万元/口，地面建设500万元），运用净现值法（折现率8%）计算内部收益率（12%），确认项目经济可行性，支撑项目进入开发准备阶段。

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。