一个油气田往往有很多油气层，在地下层层叠叠，“居住”着各种类型油气，每一层有许多孔隙互相连通，有的上下层还互相呈复式连通，这些互相连通的砂岩储层我们称它为连通体，单个砂岩储层我们称它为单砂体，层与层之间的不渗透层（多为泥岩层）称为隔层。同一储层或相近的一组储层，由于同一油气性质的油源和同时代沉积，它们的储层物理性质、油气性质、油气、油水界面和压力系统会很近似，这样的一组储层我们可以把它们组合为一个独立的开发单元，这个独立的开发单元我们称之为层系，层系与层系之间被比较稳定的隔层隔开。
缺乏经验的开发工作者按照数学常理来推断，总认为1＋1＝2，同一口井打开的油层越多出油就越多，有时任务逼得紧，恨不得有多少油层都统统打开，殊不知往往事与愿违，打开得越多，不见得出油越多，1＋1≠2，有时是2≥1＋1＞1，有时甚至1＋1＜1。其实这也不足为怪，因为油层之间存在着差异。当人们射开油层时，原油就会竞相流出，储层物性好，“门大窗口多”，储层压力大，原油黏度低，这些“油龙”最为生猛活泼，霸气十足腾飞而出，其他层的“油龙”只好相让，这种情况是1＋1＝1。其他射开的那些层不见效果，这称之为层间干扰。更有甚者，射了一些低压层，这些低压层“油龙”体力衰弱，高压层“油龙”会入侵低压层，结果是1＋1＜1，这称之为层间倒灌。
实践经验使我们认识到，要把油田开发好，就要分层系开发，千万不可将那些储层物理性质、油气性质、油气、油水界面和压力系统差异比较大的层系混在一起开发。山东胜坨油田曾经做过实验，如果不分层系开采，油井基本是渗透率比较高、原油黏度比较稀的层出油，其他层因受到干扰而没有发挥作用。
注水亦是如此，大庆油田有个实例，中3－9注水井有两个层合注，1号层的渗透率比2号层高，两个层的渗透率级差13．6，测试结果发现2号层不吸水，而在相同压力下单注2号层，注水量却可达150～200立方米。由此可见，要注好水，也要尽可能细分层系注水。
对付多油层、多类型非均质严重的油藏实行分层系注水、分层系开采、分层监测、分层改造和调整是我国注水开发成功的基本经验，这个基本经验的实质就是加强对油藏管理，根据储层物理性质、油气、油水界面和压力系统不同，对各种类型油、气层分别投资，分别驱赶（水驱或气驱），让油、气有序地开采出来，少让它们“困死”在地下，以实现更高的采收率。
多油层、多类型、非均质严重的油藏实行分层系开发，在实施上有不同的做法，一种做法是每套层系各自同时钻井，它可以快速让每套层系的油气储量动用起来，早出油、早达到高峰产量阶段、早创收。但由于各套层系都要独立钻井，早期钻井工作量和投资大。另一种做法是用同一井钻穿所有层系，先射开某一层系开发，等该层系开发到没有经济价值之后，再射开另一层系开发，这样可以少钻井，少投资，层与层之间的产量互相接替，但高峰产量低一些，细水长流，稳产期可以长一些。但由于各套层系要排队投产，部分层系的储量闲置时间也会长一些。还有一种做法是通过钻井、采油工艺的办法（如用封隔器）隔开不同层系实行同井分注或同井分采。这三种做法有时也会灵活应用，究竟那种做法好，要根据储藏评价、经济实力和效益、经营者意图等多因素来综合决策，中国注水开发油田多采用分层系开发，同一层系又实行同井分注的做法。委内瑞拉石油资源丰富，它不强调很快把资源采出而重视提高采收率，保护自己的石油资源，它甚至对外来合资的经营者强调一口井一次只能射开三个自然砂体，逐层上返开采。
同一套层系内往往有多个油层，油层有厚有薄，尽管油层的特性相近，但实际上非均质程度还是有差别，从这个意义上来说，层系进一步细分利于提高采收率。但层系分得过细，工作量和投资也越大。合理划分层系既不能划分得过细，也不能使同一套层系内层数过多。按我国注水开发油田开发经验总结认为，在相同地质条件下几个小层组合，油层厚度10米左右，单井控制地质储量在20万吨左右比较合适。