This study shows the technical principles and methodology to design, execute, as well as do a reasonable analysis and interpretation of well tests in siliciclastic tight sands; Instead, Mini-fall-off pressure tests are the best alternative to assess earth-mechanical properties, to identify flow regimes (linear from radial), estimate reservoir pressure and effective permeability, and eventually, to calculate post-frac system permeability. In addition, rate transient analysis (RTA) incorporates dynamic surveillance data (pressure and production) to build a model allowing identifying boundary effects and predicting production performance with few history data. "G" function and After Closure Analysis (ACA) are used to estimate effective permeability and reservoir pressure, using surface pressure data from Mini-fall off test converted to bottomhole conditions. Then, pressure dynamic analysis is followed by using production data and wellhead pressure monitoring, with a "good-match" VLP correlation; Fetkovich's, Agarwal's and Blasingame's plots are prepared for a sound diagnostic to identify early time features (presence of micro-fractures, unusual wellbore storage, variable skin effect, flow regimes of hydraulic fracturing), verify reservoir model, and distinguish boundary effects such as: non-flow limit, presence of faults, barriers and lateral changes in reservoir properties. Finally, a type curve is prepared to forecast oil rates based on a prediction of wellhead pressure performance during lifetime. In general terms, mini-fall off tests allowed estimating reservoir properties of tight sandstones of Mogollón and Pariñas formation. With a reasonable degree of accuracy. Originally or partially depleted pressure conditions were able to be measured, as well as effective permeability estimations below 1 mD. In addition, half-lengths in between 70' and 100' were detected in most of the hydraulic fracturing jobs. On the other hand, in some cases, a micro-natural fractured system was identified during an early-time regime by a computer-aided-RTA-model with a reasonable match of Fetkovich's and Blasingame's plots. This behavior explains the high productivity indexes and initial rates founded in some hydraulic fracturing jobs, such as the case of well 3 on Peña Negra field; The RTA model shows an accurate history match (95%) after a two-year production phase. This methodology proposes the integration of mini-fall off tests to test and account for reservoir properties and rate transient analysis, to identify reservoir boundaries while monitoring production performance. The methodology incorporates and adapt the following techniques to low permeability reservoirs: "G" function and After Closure Analysis (ACA) to estimate effective permeability and reservoir pressureFetkovich's and Blasingame's plots to identify early-time featuresBlasingame's plot to model hydraulic fracturing features (half-length and width, Fc) and figure out boundary effects (faults, no-flow boundaries, etc.Type curves to predict production performance and estimate technical recoverable volumes.

Los reservorios del Noroeste Peruano han producido por más de un siglo principalmente areniscas silicoclásticas, de baja permeabilidad, a través de yacimientos en compartimentos o sub-bloques generados por un alto fallamiento. El mecanismo característico de impulsión es depletación por gas en solución y los pozos comúnmente son producidos con un sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico o gas lift; el factor de recobro promedio alcanzado en estos yacimientos está entre 8% y 15%. En los últimos años se ha observado un gran avance en las técnicas de estimación de reservas a través de análisis de curvas de declinación (DCA) en yacimientos no convencionales de muy baja permeabilidad.Estas técnicas también pueden ser utilizadas en reservorios convencionales apretados, aquellos típicamente encontrados en la Cuenca Talara de Perú, en los cuales la aplicación de la técnica tradicional de DCA suele sobreestimar los pronósticos de producción y el cálculo de reservas. Alternativamente, se ha propuesto evaluar los modelos de Declinación Estrecha Extendida (SEDM), Ley de Potencia, Duong y Declinación Exponencial Extendida, en los reservorios de esta cuenca (Duong, A. N., 2010). Durante el proceso de evaluación, se utilizó la información de 30 pozos productores de diferentes reservorios apretados de la Cuenca Talara: Manta, Mesa, Mogollón y Pariñas Inferior. Se probaron los citados métodos de análisis de declinación con la historia de producción de los primeros 6, 12 y 24 meses; cabe señalar que, de acuerdo a la observación realizada y debido a la baja productividad de estos reservorios, se determinó que su flujo aún se encontraba en estado transitorio durante el periodo de análisis. Los pronósticos se compararon con datos reales de producción y los modelos de declinación se clasificaron por orden de prioridad de acuerdo a la certeza de su grado de ajuste. Se eligió la técnica más idónea para generar, a través de un enfoque probabilístico, utilizando la simulación Monte Carlo, un conjunto de curvas tipo para la cuenca Talara; de esta manera, se obtuvieron los percentiles P90, P50 y P10. Los rangos de permeabilidad en los reservorios de los casos evaluados varían entre 0.01 y 1 mD. Se ha observado que la aplicación del modelo DCA de ARPs en pozos con poca historia de producción de reservorios de baja permeabilidad, resulta impreciso en las predicciones de estimados de reservas. Por otro lado, los nuevos métodos de DCA son más conservadores en sus pronósticos y, por ende, más precisos en este caso debido a que permiten incorporar información en estado transitorio. La aplicación de este nuevo enfoque ayudará a obtener pronósticos confiables en la evaluación de futuras estrategias de desarrollo y a predecir con mayor certeza la producción de futuros trabajos de workover y nuevos pozos de desarrollo.