El yacimiento petrolífero Petrochina b, que comenzó a aplicarse en diciembre de 2009, experimentó una notable desaceleración en la disminución de la producción en la zona piloto, con 10 pozos efectivos, un 48% de efectividad, un aumento de la presión de inyección y una clara inhibición en el aumento del contenido de agua en los pozos principales, con una reducción media del contenido de agua del 72,2% al 57,0%, y un aumento promedio de la producción diaria de petróleo en un solo pozo de 1,56t a 1,99t, de los cuales la recuperación en fase aumentó en un 5%. La producción de petróleo de uno de los pozos individuales aumentó en 024t a 268t, y el contenido de agua cayó en un 61,9% al 29,5%.
Comparación de efectos:
La presión de formación fue de 13,4 mpa↑ 14,3 mpa, y el nivel de retención de presión fue de 113,9% ↑ 117,4%.
Después de la implementación de un solo pozo en el bloque piloto en mayo de 2012, la tasa de recuperación del Grupo de pozos de prueba aumentó en 4 puntos porcentuales y las reservas recuperables aumentaron en 5,1x104t.
