[pt] Visando aumentar a produção de hidrocarbonetos, a indústria do petróleo desenvolveu métodos de recuperação cujo objetivo é obter uma maior produção. Assim, diversos problemas podem ser encontrados quando se faz uso destas técnicas, principalmente a convencional, em reservatórios geologicamente complexos. Por outro lado, a consideração de estruturas geológicas na engenharia de reservatórios, como as falhas, tem caráter fundamental para a determinação de respostas realísticas quanto à produção de hidrocarboneto. No caso específico da falha, a sua consideração no modelo apresenta importância significativa no âmbito atual, principalmente no que diz respeito à possibilidade de reativação, relacionada com o surgimento de um caminho preferencial para o hidrocarboneto, implicando, nos casos mais críticos, no escape de fluido e na possível perda da estanqueidade do reservatório. Neste contexto, foram idealizados quatro modelos de reservatório com inclinações de falha e zona de falha de 80 graus e 60 graus. Aliado às simulações hidromecânicas, foram estudadas duas abordagens numéricas para tratar o plano/zona de falha. A primeira metodologia empregada faz uso de interações de contato e a falha foi tratada como um plano. A segunda metodologia considera uma zona de falha cujo comportamento é dado pelo critério de plastificação de Mohr-Coulomb. Pela análise dos resultados foi observado que o emprego de interações de contato requer a utilização de um modelo de atrito que leve em consideração a queda das tensões normais efetivas no critério de ruptura. O modelo de plasticidade apresentou resultados consistentes em relação ao processo de reativação da zona de falha para os modelos construídos. Como conclusão geral do trabalho, afirma-se que a consideração de planos de falha ou zonas de falha em reservatórios devem ser definidas cautelosamente no modelo geomorfológico, uma vez que a modelagem destes tipos de estruturas geológicas requer a utilização de diferentes técnicas numéricas para determinar seu comportamento hidromecânico. / [en] Aiming to increase hydrocarbon production, the oil industry has developed recovery methods whose purpose is to get more production. Thus, several problems may be encountered when making use of these techniques, mainly the conventional, in geologically complex reservoirs. In addition, consideration of geological structures in reservoir engineering, such as faults, has fundamental character for determining realistic response for the production of hydrocarbons. In the specific case of faults, its consideration in the model has significant importance currently, especially with regard to the possibility of reactivation associated with the emergence of a preferential path for the hydrocarbon, implying, in the most critical cases, in the leakage of fluid and possible loss of tightness of the reservoir. In this context, four reservoir models were developed with slope of 80 degrees and 60 degrees for the cases of fault plane and fault zone. Using coupled hydro-mechanical simulations we studied two numerical approaches to treat the plan/fault zone. The first methodology makes use of contact interactions and the fault was treated as a plan. The second methodology considers a fault zone whose behavior is given by the criterion of Mohr-Coulomb yielding. In the analysis of the results was observed that the use of contact interactions requires the use of a friction model that takes into account the drop of the effective normal stress in the failure criterion. The plasticity model showed consistent results in relation to the process of reactivation of the fault zone for the models built. As a general conclusion of the study, it is stated that the consideration of fault planes or fault zones in reservoirs must be carefully defined in the geomorphological model, since the modeling of these types of geological structures requires the use of different numerical techniques to determine their hydromechanical behavior.