Для моделирования работы скважин используют результаты промысловой отчетности по добыче нефти, воды, закачке рабочего агента, газового фактора, динамики перфорации и скин-фактора, пластового, забойного и устьевого давления и т.п.

Самые точные промысловые данные – по добыче жидкости (добыча нефти считается через обводненность, которая замеряется один раз в три месяца). Показатели по добыче газа и данные по закачке агента имеют большую степень погрешности.

Показатели разработки по скважинам задаются помесячно вместе с коэффициентом эксплуатации, учитывающим время их работы. В качестве контрольного параметра выбирается добыча жидкости, в некоторых случаях (значительно реже) – добыча нефти. Допустимо использование показателей забойных или устьевых (для газового промысла) давлений.

Для газоконденсатных залежей в качестве контрольных параметров чаще используют дебит конденсата, дебит газа, реже – устьевое или забойное давление.

Для нагнетательных скважин в качестве контрольного параметра используют расход, забойное или устьевое давление. При использовании расхода адаптируются значения забойных (или устьевых) давлений и наоборот – используя в качестве контрольного значения забойных (устьевых) давлений адаптируют расход закачиваемого агента.

При расчетах дебитов скважин в фильтрационной модели используется коэффициент проводимости соединения.

Расчетный шаг при моделировании выбирается в зависимости от решаемых задач. Слишком большой временной шаг при расчетах приводит к колебаниям значений насыщенности флюидами в ячейке, заключающей в себя скважину, и к следующей за этим нестабильности, тогда как слишком малый временной интервал может заметно удлинить время расчетов.

Чаще всего последние несколько лет, предшествующие прогнозу, моделируются с шагом, равным одному месяцу (данные из месячных эксплуатационных рапортов), более ранняя история – один год.