Mais de 60 por cento da produção de petróleo no Brasil é oriunda de Reservatórios Carbonáticos. Estes reservatórios passaram a ter grande importância na matriz energética brasileira com a descoberta da chamada camada Pré-Sal, responsável por mais da metade da produção de petróleo na PETROBRAS. Um dos principais desafios para o desenvolvimento de jazidas típicas do Pré-Sal brasileiro é a caracterização dos sistemas fraturados e carstificados. Determinar parâmetros requeridos pelos simuladores de reservatórios, tais como porosidade, permeabilidade e compressibilidade de carste de forma a gerar curvas que representem a variação destes parâmetros ao longo do tempo representando efeitos geomecânicos de forma combinada ainda se configura no estado da arte das pesquisas da indústria do petróleo. Este trabalho apresenta uma metodologia para estimativa da compressibilidade de feições cársticas. O modelo geológico proposto foi gerado a partir de afloramento, Lajedo Arapuá, situado na Bacia Potiguar. O Lajedo Arapuá possui dimensões compatíveis com as de uma célula do modelo de simulação típico (200 x 200 x 3) dos campos do Pré-Sal e foi construído utilizando malha estruturada utilizando aproximações por diferenças finitas para resolver as equações de escoamento. Os efeitos geomecânicos serão pseudo acoplados no simulador comercial IMEX (fluido BlackOil) da CMG através da inclusão de tabelas de modificadores de porosidade, permeabilidade em função das variações de pressão de poros (pressão de reservatórios). Desta forma será possível avaliar o impacto destes parâmetros nas curvas de previsão de produção ao longo tempo em um campo sob o mecanismo de produção por depleção.