La gestión de reservorios se vuelve cada vez más crítica a medida que los campos declinan hacia un estado completamente maduro. Durante esta etapa, los ingenieros y gerentes deben tomar decisiones basadas en un conjunto limitado de mediciones del campo (como la presión y las tasas de producción). Al mismo tiempo, la información actualizada sobre las características geofísicas del reservorio y las propiedades petroquímicas puede no estar disponible. Para ayudar en la evaluación del experto sobre este escenario de producción, presentamos los resultados de la aplicación de una metodología basada en datos que utiliza el análisis de gráficos de visibilidad (VGA) y gráficos de visibilidad multiplex (MVGs). Esta metodología infiere las conectividades entre pozos a nivel de reservorio y aclara los grados de influencia mutua entre los pozos. Esta técnica sin parámetros supera las limitaciones de los métodos tradicionales, como los modelos de capacitancia-resistencia (CR) y los modelos de simulación numérica entre pozos (INSIMs) que dependen en gran medida de datos geofísicos y son sensibles a conjuntos de datos porosos. Probamos el método con datos reales que representan el estado de un campo durante 62 años. La técnica reveló dependencias a corto y largo plazo entre pozos cuando se aplicó a registros históricos de tasas de producción (petróleo, agua y gas) y presiones (de fondo y de cabeza de pozo). La conectividad inferida se alineó con las tendencias operativas documentadas e identificó con éxito estructuras de conectividad estables. Además, el parámetro de información mutua intercapas (IMI) superó 0.75 en la mayoría de los períodos, confirmando una alta consistencia temporal. Además, la validación por parte de expertos del campo confirmó que la interconectividad inferida era consistente con la producción observada.