La aplicación de la tecnología de producción combinada de múltiples capas en yacimientos petrolíferos se está volviendo cada vez más común; la división de producción y la evaluación por capas son etapas importantes, cuyos resultados afectan la precisión del cálculo de reservas dinámicas y la confiabilidad de los ajustes en las políticas de desarrollo. Sin embargo, el método convencional de división de producción basado en el coeficiente estratigráfico (Kh) aún presenta limitaciones al no considerar adecuadamente factores dinámicos como la conectividad del reservorio y las diferencias de presión. Para aclarar la situación del uso de cada capa durante el desarrollo del reservorio, partiendo de la fórmula de Darcy y otras teorías de flujo, se propone un nuevo método de división de producción. Este método introduce el concepto de "proporción de contribución de permeabilidad", definida como la relación entre la permeabilidad de cada capa y la suma de la permeabilidad de las capas alta, media y baja, y estudia integralmente la relación entre la proporción de contribución de permeabilidad, la saturación de agua y el coeficiente de división, proponiendo un modelo de división de producción para múltiples capas con diferentes permeabilidades. Tras investigar 8 grupos diferentes de variación en permeabilidad, utilizando regresión polinómica, se estableció un modelo matemático de división de producción de fluidos que considera parámetros como saturación de agua y proporción de contribución de permeabilidad. Comparando los resultados de simulación numérica y pruebas experimentales, se verificó que el modelo de división presenta un bajo margen de error y alta precisión, satisfaciendo las necesidades de aplicación en campo.

producción multicapas;división de producción;simulación numérica;fórmula de Darcy;teoría del flujo