从液量、注水量大幅下滑到逐步回升，在孤岛油田，和中一区ng5-6单元有着类似经历的还有西区北ng3-4、中二中ng3-4、东区ng3-4三个单元，作为孤岛厂2009年产液结构调整示范单元，它们成为提注提液*“试验田”。
据孤岛油田综合开发曲线显示，与1993年推广聚合物驱和稠油热采之前相比，2008年孤岛油田日液水平下降2.4万吨，日注水平下降4.2万方，动液面下降234米。而从不同开发方式年产液量构成图来看，产液量、注水量主要下降在水驱单元。
盘点孤岛油田开发轨迹，占可采地质储量66.48％的水驱单元可谓功绩，累计产油9495万吨，直至2009年，水驱单元仍然以39.91％的配产占据着孤岛油田产量主导地位。“水驱是孤岛油田开发的‘常规武器’，更是提高采收率的主要手段，提高水驱单元产液量是恢复产能、控制递减，实现老油田持续稳定发展的重要保证。”胜利油田孤岛厂油藏地质专家、副厂长束青林这样阐释提注提液重要性。
在对油藏地质、采油工艺、地面注采输系统深入调查研究后，孤岛厂从四个油藏经营管理区各选取一个典型代表单元作为“试验田”，开展以提注提液和系统改造配套为核心的精细注采调整。同时专门成立提注提液项目组，以日盘点、月分析、季总结的例会形式对四个示范单元提注提液进度和效果进行跟踪、分析和总结，确保提注提液项目年度指标的圆满完成。
在提注提液方案编制过程中，孤岛厂遵循“各负其责、协同作战”原则，依据单元配产配注方案，由地质所、工艺所、技术管理部、油藏经营管理区分别负责编制提注提液油藏工程、采油工艺和地面工程方案，zui终以“四方会审”的形式从提液井组的优选、提液幅度和注采比的优化、高含水井及大孔道治理技术等方面，对提注提液方案进行优化论证。
孤岛厂将提注提液方向锁定在增加水井注水干压和放大油井生产压差上，并根据四个“试验田”不同的地层特征采取*的“耕种”方式，如针对中二中ng3-4单元注聚后地层出砂严重的特点，技术人员提出“解决平面层间矛盾，保持合理的地层压力和注采比”的治理原则；而中一区ng5-6单元则因为水井欠注井层叠交替出现、层间注入不均衡的特点，采取了“重点治理欠注井，优化层间注水量”的治理原则。对实施提注提液后的油水井，技术人员加强动态跟踪，定期结合注采井网、含水差值图选出含水上升快、井组注采比相对不平衡的井进行精细注采调配，确保提注提液有效率。
经过近三个月的精心运作，提注提液工作见到初步成效，与2008年底相比，四个示范单元共实施水井提注47口，油井提液48口，日液增长2002吨，日注增长2379方，日油增长60吨。其中集提注提液、水井*投入、干压改造“三合一”治理手段于一体的西区北ng3-4单元成效尤为明显，实施后日注上升800方，日液上升740吨，日油上升16吨。
“水驱单元的液量恢复是一个缓慢的过程，尽管目前提注提液试验效果已经初见端倪，但是全厂产液结构调整工作仍然任重道远”，孤岛厂地质所副所长丛国林介绍说，针对提注提液工作可能面临的问题，采油厂制定出下步产液结构调整思路：合理优化注采系统，提高注水干压，确保注足水；加大水井投入力度，力争实现水井两到三年维护一次，提高注水层段合格率，确保注好水；水井提注、油井提液分两到三个阶段逐步进行，确保产液量合理恢复；在注采调配方案中测算投入与产出，确保提液的同时提出效益；继续加大提注提液示范区作用，以点带面全厂水驱单元注采调整工作。