Равномерность охвата по месторождению и/или блокам, участки особого интереса (планируется ППД  или бурение - ближайшие скважины к участку), минимальные потери по добыче нефти.

Кто-то предпочитает ограничиваться только КПДшками на нагнетательном фонде, чтобы добычу не терять. На нескольких объектах, с которыми я работаю, следующая система. На каждой нагнетательной скважине раз в год прописывается КПД; КВД адресно, всего скважин 5 (из 100) в год, где нужно точно оценить Рпл и скин для ГТМ; на всех скважинах с ТМС ЭЦН интерпретируется цикл запуска и далее по мере необходимости Decline-анализ.

на самом деле требования к опорной сети есть. помню даже читал где то, возможно в правилах разработки месторождений.

для газовых мр (из опыта):

это обязательно несколько скважин за контуром (для замера давления водоносного горизонта в случае его наличия). 

и внутри залежи равномерный охват как в приконтурной части так и в купольной. скважины должны быть вертикальные и вскрывать ГВК.

для нефтяных: обычно выбирают из того что "умерло" и называют это наблюдательными скважинами. КВД в этих зонах вообще не пишут в итоге ссылаясь на замер в наблюдалке. по идее требование по равномерному охвату должно быть и тут. главное что бы недропользователь потом смог выполнить рекомендации проекта)))

тут еще важно по максимум использовать фонд который уже есть (консервированный особенно в советское время). тогда специально опорную сеть бурить не придется. задача упрощается.

Например для ПХГ, но там отношение к контролю очень серьёзное. Можете подойти к этому вопросу так же.