●2008.09—2012.06    中国石油大学（华东），石油工程，学士
●2012.08—2014.05    美国University of Oklahoma，石油工程，硕士
●2014.08—2018.05    美国University of Oklahoma，石油工程，博士
●2018.10—2019.10    美国University of Oklahoma，博士后研究员
●2019.12—2020.07    金沙娱场城app7979石油与天然气工程学院，讲师
●2020.07—至今          金沙娱场城app7979石油与天然气工程学院，副研究员

●四川省青年科学基金，2022NSFSC1029，微纳米双润湿页岩孔隙系统内原油协同动用方法，2022/06-2023/12，主持

●中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院，表面活性剂与CO2复合驱油机理研究，2022/09-2024/07，主持
●中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，富县区块上古生界致密砂岩气藏渗流机理室内测试2023/12-2024/12，主持
●大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，相渗滞后对CO2气水交替驱油与埋存效果影响研究，2022/08-2024/09，主研
●长庆油田分公司，页岩油体积压裂渗流机理及油藏工程方法研究，2023/12-2025/12，主研
●大庆油田有限责任公司成都勘探开发研究院，凉高山组页岩藏相态变化规律及产能评价研究，2023/12-2024/12，主研
●中海石油（中国）有限公司天津分公司，渤中19-6凝析气田注气实验与渗流机理研究，2021/02-2022/09，主研

（1）学术论文
●WANG S S，ZHAO W，GUO P，et al. HLD-Based Formulation prediction for degassed oil with equivalent minimum miscibility pressure[J]. Energy & Fuels，2024，38（4）：2816-2829.
●GU Z，WANG S S，GUO P，et al. Utilizing differences in mercury injection capillary pressure and nuclear magnetic resonance pore size distributions for enhanced rock quality evaluation：A winland-style approach with physical meaning[J]. Applied Sciences，2024，14（5）：1881.
●WANG S S，OGBONNAYA O，CHEN C，et al. Low-temperature in situ CO2 enhanced oil recovery[J]. Fuel，2022，329：125425.
●LIU Y，WANG S S，ZHAO W，et al. Multi-dimensional experimental study of hydrocarbon gas-assisted gravity drainage[J]. Arabian Journal for Science and Engineering，2023，48（12）：17031-17048.
●YUAN N，WANG S S，YU Y，et al. Expanded salinity window of middle-phase microemulsions and reduced surfactant adsorption by hydrotrope[J]. Langmuir，2023，39（48）：17175-17189.
●CHEN C，WANG S S，HARWELL J H，et al. Polymer-free viscoelastic fluid for improved oil recovery[J]. Fuel，2021，292：120331.
●WANG S S，CHEN C，LI K，et al. In Situ CO2 Enhanced oil recovery：Parameters affecting reaction kinetics and recovery performance[J]. Energy & Fuels 2019，33（5）：3844-3854.
●WANG S S，LI K，CHEN C，et al. Isolated mechanism study on in situ CO2 EOR[J]. Fuel 2019，254：115575.
●WANG S S，CHEN C，YUAN N，et al. Design of extended surfactant-only EOR formulations for an ultrahigh salinity oil field by using hydrophilic lipophilic deviation （HLD） approach：From laboratory screening to simulation[J]. Fuel 2019，254：115698.
●WANG S S，CHEN C，SHI B，et al. In-situ CO2 generation for EOR by using urea as a gas generation agent[J]. Fuel 2018，217：499-507.
●WANG S S，KADHUM M J，CHEN C，et al. Development of in Situ CO2 Generation Formulations for Enhanced Oil Recovery[J]. Energy & Fuels，2017，31（12）：13475-86.
●CHEN C，WANG S S，GRADY B P，et al. Oil-Induced Viscoelasticity in Micellar Solutions of Alkoxy Sulfate[J]. Langmuir，2019，35（37）：12168-79.
●CHEN C，WANG S S，KADHUM M J，et al. Using carbonaceous nanoparticles as surfactant carrier in enhanced oil recovery：A laboratory study[J]. Fuel 2018，222：561-568.
●CHEN C，WANG S S，TIAN W，et al. Micellar interaction of binary mixtures of alpha olefin sulfonate and nonylphenol polyethylene glycol ethers：Length effects of Ethylene Oxide[J]. Colloids and Surfaces A：Physicochemical and Engineering Aspects，2018，542：31-41.
●CHEN C，WANG S S，YUAN N，et al. Propagation of surfactant-dispersed multiwalled carbon nanotubes in porous media[J]. Journal of Surfactants and Detergents，2019，22（5）：1073-1082.
（2）国际会议论文
●OGBONNAYA O，WANG S S，SHIAU B，et al. Use of in-situ CO2 generation in liquid-rich shale[C]. Virtual：In SPE Improved Oil Recovery Conference：Society of Petroleum Engineers，2020.
●WANG S S，YUAN Q，KADHUM M，et al. In situ carbon dioxide generation for improved recovery：Part II. concentrated urea solutions[C]. Tulsa，Oklahoma，USA：In SPE Improved Oil Recovery Conference，Society of Petroleum Engineers，2018.
●YUAN Q，WANG S S，WANG J，et al. Suppressing frontal instabilities and stabilizing miscible displacements with time-dependent rates for improved oil recovery[C]. Tulsa，Oklahoma，USA：In SPE Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers，2018.
●WANG S S，KADHUM M，YUAN Q，et al. Carbon dioxide in situ generation for enhanced oil recovery[C]. Houston，Texas，USA：Carbon Management Technology Conference，2017.
●WANG X，YUAN Q，WANG S S，et al. The first integrated approach for CO2 capture and enhanced oil recovery in China[C]. Houston，Texas，USA：Carbon Management Technology Conference，2017.
（3）授权发明专利
●王烁石，郭平，汪周华，等.压驱一体化提高页岩油采收率降低压裂液返排的方法：202110188028.2[P]. 2022-06-21.
●王烁石，郭平，汪周华，等.一种基于CO2捕集的自生CO2提高原油采收率的方法：202110172204.3[P]. 2022-02-08.
●王烁石，赵文桦，郭平，等.一种基于核磁共振的页岩润湿性精细表征方法：202310244501.3[P]. 2023-03-14.
●王烁石，古铮，郭平，等.一种饱和活油页岩饱和度核磁在线监测实验方法：202310242881.7[P]. 2023-03-14.
●王烁石，胡邝浩祥，郭平，等.一种多方向固相沉积激光测定装置和方法：202111096195.0[P]. 2021-09-15.

包括但不限于以下领域：
●非常规油提高采收率
●注气提高采收率与CO2地质封存
●中相微乳液像行为及相关的提高采收率问题
●原位自生CO2提高采收率
●油层物理

气田开发与注气研究方向是我国老一代著名专家李士伦教授创立，经过多年建设发展，已成为我国气田开发与注气研究特色，是国家重点实验室的重要研究力量，拥有加拿大DBR-PVT仪、法国ST-PVT仪、加拿大HYCAL长岩心驱替仪、美国Coretest公司三相饱和度X-射线扫描仪等一批国外先进设备，近十余年来本团队经过创新发展，除保持了金沙娱场城app7979凝析气田开发及注气传统特色之外，重点发展了超高压渗流、复杂介质渗流、大模型制造、水合物气藏开发、储气库研究方向，建立了高温高压下多孔介质中二维核磁饱和度测试及复杂裂缝储层岩心制作方法，研发了平衡油气相渗曲线测试、超高压（200MPa）固相沉积、界面张力、全直径岩心渗流、大尺度声电扫描饱和度剖面测试装置（70MPa，100cm×30cm），
已获授权物理模拟方法及装置专利多项，保持了油气田开发特殊实验处于国内领先水平。为了研究油气田开中的基础理论问题，吸收了一批数理化的基础学科青年留学博士及教师加入团队，开辟了非平衡相态、扩散、LBM应用、分子模拟等新方向，丰富了传统渗流理论的发展。团队已主持多个气田开发方案设计，积极参加大型工程项目建设，如海外特殊实验、西气东输牙哈、苏里格和大牛地、须家河、中原文23、罗家寨高含硫气田开发、吐哈、塔里木、吉林注气等。已主持和参加科研项目300余项，对大型工程项目组织有经验的专家组团模式进行研究，保证了项目的针对性和可操作性，形成了大型综合科研项目的研究经验与组织模式。
●团队负责人
郭平教授、博导，气田开发与注气开发方面专家，金沙娱场城app7979天然气特色代表人物之一，四川省学术和技术带头人，四川省有突出贡献的优秀专家；CNPC特殊气藏开发重点研究室主任、油气藏地质及开发工程全国重点实验室“复杂油气藏开发理论与方法”和“深海天然气水合物开发理论及关键技术”学术方向学术带头人，中国石化碳捕集、利用与封存（CCUS）重点实验室（石勘院）学术委员会委员。主持及参与了各类国家及各类研究项目300多项，参与了我国多数大型气田及油藏注气研究，积累了丰富的现场科研经验；已指导硕士研究生129人，指导博士38人；授权发明86件；出版著作25部；已发表SCI论文91篇、EI论文125篇、CSCD论文157篇；获部省级以上奖17项（其中一等奖以上8项）；登记软件著作权18件。