La recuperación secundaria ocupa un lugar central en la producción de petróleo, representando en el caso Argentino un 40% de la producción total de hidrocarburos líquidos. Por lo tanto, optimizar las operaciones de inyección de agua en campos maduros es un objetivo fundamental de gran impacto en el negocio y en las reservas. Estos yacimientos tienen la ventaja de contar con una gran cantidad de datos de producción, inyección, presiones y eventos de pozos que abren la posibilidad de modelar la dinámica del sistema y estudiar las estrategias más convenientes para producirlo. Sin embargo, en el caso de modelos de simulación numérica directa, los tiempos de estudio se miden en años y los resultados no siempre son concluyentes. Por otro lado, en muchas ocasiones, las magnitudes que se buscan estudiar tienen un comportamiento dinámico que puede caracterizarse sin necesidad de pasar por una descripción detallada de las propiedades del reservorio y de los fluidos. En este trabajo demostramos cómo pueden utilizarse datos de inyección, producción, perfiles de transito e intervenciones, para construir modelos rápidos que permiten calcular la respuesta del sistema codificando la complejidad de descripciones detalladas en un pequeño conjunto de parámetros. Estos modelos, que pueden resolverse numéricamente con métodos de investigación operativa, se ajustan utilizando la historia de producción e inyección y permiten obtener una herramienta mucho más rápida y simple para calcular la respuesta del campo a acciones tomadas en los pozos e identificar/monitorear problemas de barrido ineficiente