Se presenta una metodología novedosa que permite la determinación de los tensores de permeabilidad de un yacimiento naturalmente fracturado, en cada celda de un modelo de simulación. La metodología consta de dos partes: primero se realiza la discretización de cada fractura en una malla cartesiana, seguido por la determinación del tensor de permeabilidades en cada celda. Dado un sistema de fracturas y una celda de simulación del modelo, se aproxima a dicha fractura mediante una secuencia de segmentos horizontales y verticales, cada uno con una permeabilidad tal, que la suma en serie de todas ellas sea igual a la permeabilidad de la porción de la fractura dentro de la celda. Dada una dirección, se calcula la permeabilidad de cada celda utilizando un algoritmo de propagación que determina la permeabilidad equivalente de una malla de conductores mediante una secuencia de transformaciones de circuitos eléctricos. El proceso se repite para diferentes direcciones, con el propósito de calcular el tensor de permeabilidad y las direcciones preferenciales de anisotropía para cada celda de simulación. Mediante un estudio de sensibilidades, la metodología fue aplicada exitosamente en un yacimiento rectangular, para casos en los cuales las propiedades geométricas de un yacimiento naturalmente fracturado (largo de fracturas, densidad, apertura, localización, etc.) fueron generadas aleatoriamente y de datos reales, para determinar finalmente el tensor de permeabilidad de cada una de las celdas del modelo de simulación. Adicionalmente, se realizaron pruebas de presiones con el simulador numérico para cada caso, con el propósito de comprobar la influencia de la variación de los parámetros geométricos de los yacimientos naturalmente fracturados en las pruebas de presiones. Los resultados obtenidos muestran que de éstos, la densidad y la apertura son los que más influyen en el proceso de reproducción de las presiones medidas.