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

渤海湾深层稠油油藏热采工艺优化及工业化应用项目

• 渤海湾深层稠油油藏（埋深＞3500m、原油粘度＞10000mPa·s）因常规蒸汽吞吐存在井筒热损失大、蒸汽腔扩展不均等问题，采出程度仅12%，我作为热采工艺技术负责人，主导工艺方案设计、现场试验及工业化推广，目标是解决深层稠油高效动用难题。
• 项目面临三大核心挑战：一是井筒热效率低（＜60%），蒸汽热量沿管柱散失严重；二是储层非均质性强，蒸汽腔呈“指进式”扩展，加热范围有限；三是吸汽剖面恶化，高渗透层过早水淹，低渗透层未有效动用。我通过CMG-STARS热采数值模拟软件，结合井筒传热修正模型（Dittus-Boelter方程适配深层高温场景）及测井资料反演的渗透率分布，定位工艺瓶颈。
• 针对井筒热损失，创新设计“双层真空隔热管+耐高温封隔器”组合管柱，通过模拟优化隔热层厚度至80mm，替代传统单层管；针对蒸汽腔不均，提出“变密度蒸汽注入”策略，基于模拟结果调整不同射孔段注入量（高渗透层减20%、低渗透层增30%）；针对吸汽剖面恶化，开发“光纤温度测井（DTS）实时监控+动态注汽调整”技术，实时优化后续注汽参数。
• 项目实施后，单井日均产量从8.2t/d提升至15.6t/d（涨幅90%），井筒热效率达72%，采出程度提高至18.5%，累计增油12.3万吨；成果在渤海湾3个区块推广应用，年新增产值1.8亿元。我主导形成《深层稠油热采工艺技术规范》（企业标准），填补了区域内深层稠油热采工艺标准化空白。

鄂尔多斯盆地延长组低渗透气田水平井分段压裂参数优化项目

• 鄂尔多斯盆地延长组低渗透气田（渗透率＜1mD）水平井压裂后单井初期日产气仅1.8万m³，储层改造效果差，我作为压裂参数优化负责人，参与方案设计、数值模拟及现场验证，目标是提升裂缝导流能力与单井产量。
• 项目核心难点：一是裂缝长度短（平均＜80m），储层能量未充分释放；二是支撑剂嵌入严重，导流能力低（＜20μm²·cm）；三是支撑剂回流率高（18%），长期导流能力衰减快。我通过FracProPT压裂设计软件，结合岩心三轴应力测试、支撑剂嵌入实验及微地震监测，分析参数匹配性。
• 针对裂缝短，优化“前置酸预处理+变黏压裂液”体系——前置酸溶蚀储层方解石（溶蚀率提升15%）降低破裂压力，变黏压裂液（黏度从50mPa·s提至80mPa·s）增强携砂能力，裂缝长度延长至120m；针对导流能力低，筛选“树脂包覆陶粒:石英砂=7:3”复合支撑剂，岩心驱替实验验证导流能力达35μm²·cm；针对支撑剂回流，设计“阶梯式加砂（浓度200→500kg/L）+暂堵剂辅助”工艺，加入100μm暂堵剂封堵微裂缝，回流率降至5%。
• 项目成果应用后，单井初期日产气提升至4.5万m³（涨幅125%），累计产气量增加8000万m³；10口示范井平均单井EUR（可采储量）从1200万m³提至2000万m³。我主导形成《低渗透气田水平井压裂参数优化指南》，推动区域内低渗储层压裂工艺从“经验驱动”转向“数据驱动”。

• 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。