HZL油田自2014年10月投产以来,开发中陆续面临很多问题:（1）ODP实施后,主力油藏L层含油面积变大,储量规模大幅度增加。L层储层厚度较薄（厚度6.8m-12.3m）,储层空间非均质性很强（渗透率范围118-746×10-3μm2）,储层展布和岩性边界存在不确定性,需通过评价井扩边探明。（2）生产动态上表现出油藏天然能量不足、地层压力下降快（目前单井的平均地层压力下降约9MPa）、产量递减明显（递减率2.1%～28.8%）的特征。油田开发投资巨大,但两年的开发时间里油田的开发指标均无法达到ODP设计,主力油层L层的2016年实际的采油速度为3.55%,远小于ODP方案里预测的8.2%);主力油层单井投产初期产量不低（259-541m3/d之间）,但地层压力下降迅速,导致稳产期较短,个别油井供液不足间歇开发甚至关停,油田产液量仅为ODP设计的四分之一,2015年新油田投产当年即欠产,这种情况严重影响油田经营。天然能量不足是导致实际采油速度低的根本原因,地层压力持续下降将对油田整体采收率造成不可逆的负面影响。（3）因ODP阶段对地层天然能量的论证不充分,方案设计油田依靠天然能量衰竭开发,因此未预留充足空间放置注水设备。现有平台空间有限且分布零散,若采用整体地面注水方案,采购相关设施、平台空间可利用载荷校核等花费周期较长,不能迅速缓解目前生产面临的迫切矛盾。南海东部海域尚无规模注水开发油田,HZL油田是第一个需要补充地层能量的中大型油田,为改善油藏开发效果,亟需提出阶段性抢救性的低成本能量补充工艺方案,迅速补充地层能量助力实现油田稳产上产。由于海上平台空间受限、地面注水成本高且上项目需要环评等耗时较长,为挖掘L层低丰度难动用储量,增加矿产的利用效率,提出了自流注水的解决方案。依据物性、埋深、沉积同源性、厚度、水体规模、砂体展布等综合分析,选取自源水层。评价了 J地层水、M地层水和L层生产水,两两之间配伍性良好。针对HZL油田,设计自源闭式注水的可选管柱方案,包括自流注水、Y管助流注水、罐装助流注水（分别考虑水源层为J层和M层两种情况）。设计了注水智能监控测调技术,通过预置电缆方式,实现载波供电的远程控制和井下流量、压力、温度参数传输,获取井下工况参数实时资料,为助流注水动态分析提供数据支持。实施自源闭式注水后,L层地层压力整体回升约3MPa,地层压力水平从2016年7月底时的59%提升到71%,且保持稳定,现场应用效果良好。