O uso de práticas de injeção de fluido em métodos de recuperação secundária e de tecnologias de captura e armazenamento de gás carbônico em reservatórios de petróleo causa mudanças de pressão, temperatura e saturação que afetam o estado de tensão da rocha e podem induzir o processo de reativação de falhas. É, portanto, um problema de acoplamento hidromecânico e a reativação de falha é governada pelas condições de contorno, bem como pelo modelo constitutivo adotado aos materiais. A falha pode ser representada por apenas um material ou dividida por núcleo e zonas de dano, cujo método se aproxima do que observa-se em campo. A análise de reativação de falha deve considerar que o cisalhamento (com dilatância), tração e compressão do material que preenche a falha pode causar mudanças em propriedades hidráulicas. A reativação aumenta a permeabilidade da falha, de modo que permite o fluxo de fluidos através dela, prejudicando a integridade do selo de rochas capeadoras. A modelagem numérica do fluxo de fluido com acoplamento geomecânico possibilita uma modelagem realística de reativação de falha, que pode ter influência nas operações de petróleo e em questões ambientais relativas à contaminação de regiões adjacentes ao reservatório. Faz-se uso de uma metodologia de elementos finitos que modela o fluxo de fluido em um reservatório deformável por meio de uma falha geológica em uma maneira acoplada e implícita, considerando a falha como material único e, posteriormente, dividida em zonas de dano. Propõe-se, também, a análise da adição de heterogeneidade às zonas de dano. Utiliza-se o modelo elastoplástico de Drucker Prager para a falha, onde a permeabilidade aumenta segundo uma lei bilinear. A simulação do comportamento constitutivo das falhas selantes levou a antecipação de cenários em que ocorre a reativação de falha e permitiu estimar a máxima pressão de injeção dentro do reservatório.FACEPEThe injection and production of fluids in petroleum reservoirs and injection for carbon dioxide storage in geological media cause changes of pressure, temperature and saturation that affect the state of stress in the host rock and can induce to geological fault reactivation problem. It is therefore a coupled hydro-mechanical (HM) problem and the fault activation is governed by the boundary conditions of the problem and by the modeling of the constitutive behavior of involved materials. The fault can be represented by just one filling material or divided into core and damage zones, which is a consistent approximation with field observations. The fault reactivation analysis should consider that the shear (with dilatancy), tension or compression of filling material may cause changes in hydraulic properties. The reactivation increases the permeability of the filling material, which permits the fluid flow through the fault, possibly leading to cap rock integrity problem. The numerical modeling of fluid flow with geomechanical coupling allows realistic modeling of fault reactivation, which can influence in the recovery process and lead to environmental problems due fluid flow in seabed. A finite element procedure is presented that models fluid flow in a deformable reservoir crossed by a geological fault in a coupled and implicit manner, considering the fault as a just one filling material and the fault is divided in core and damage zones. The elastoplastic Drucker Prager model was applied to model the filling fault material behavior, where the permeability increases due to shear plastic strains in a bilinear law. The simulation of constitutive behavior of sealing faults leaded to the prediction of the possibility of fault reactivation and estimate the maximum injection pressure within reservoir.