Em uma simulação de reservatório convencional, geralmente o modelo de fluxo de fluido de uma área de interesse recebe mais atenção do que o modelo geomecânico. Nos estudos de fluxo, são analisadas as variações de pressão de poros, saturação de fluidos e temperatura no reservatório, resultantes da produção e injeção de fluidos durante a fase de explotação do campo. Porém, o comportamento mecânico da rocha também chamado, na indústria do petróleo, de efeito geomecânico é aproximado em uma simulação convencional de reservatórios através de apenas um único parâmetro mecânico: a compressibilidade da rocha, insuficiente para avaliar de maneira adequada, o efeito que a variação do estado de tensão nas rochas reservatório e adjacentes exercem sobre a pressão de poros no reservatório. Em função disso, um dos objetivos deste trabalho é analisar como a variação de propriedades das rochas e dos fluidos pode impactar na produção de hidrocarbonetos e na ordem de grandeza da compactação e subsidência. Outro objetivo igualmente importante é a criação de um fluxo de informações que permite estimar as propriedades mecânicas das rochas a partir de dados provenientes de perfilagem, de maneira a dar maior acurácia aos dados utilizados. Dessa forma, as análises feitas utilizaram a metodologia desenvolvida pelo GTEP/PUC-Rio, a qual permite que sejam feitas simulações parcialmente acopladas de duas vias entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análise de tensões CHRONOS. Os resultados obtidos permitiram concluir que o início da liberação de gás dentro do reservatório tem impacto não só na explotação de fluidos, como também na desaceleração do processo de compactação do reservatório. Além disso, mudanças de propriedades nas rochas adjacentes não geram comportamentos semelhantes de deslocamentos para todos os horizontes observados.