El almacenamiento geológico de carbono será probablemente factible solo si el dióxido de carbono (CO2) se utiliza para la recuperación mejorada de petróleo (IOR). La mayoría de los reservorios de carbonato que contienen hidrocarburos están fracturados. Por lo tanto, la respuesta geomecánica del reservorio y de la roca de cobertura a las operaciones de IOR está controlada por fracturas preexistentes. Sin embargo, dada la complejidad de incluir fracturas en modelos numéricos, generalmente se desestiman y se incorporan en un medio poroso equivalente. En este artículo, realizamos simulaciones numéricas termo-hidro-mecánicas completamente acopladas de inyección y producción de fluidos en un reservorio de carbonato naturalmente fracturado. Los resultados de la simulación muestran que la presión del fluido se propaga a través de las fracturas mucho más rápido que la matriz del reservorio como resultado de su contraste de permeabilidad. Sin embargo, la difusión de presión se propaga a través de los bloques de matriz en cuestión de días, alcanzando el equilibrio con la presión del fluido en las fracturas. En contraste, el frente de enfriamiento permanece dentro de las fracturas porque avanza mucho más rápido por advección a través de las fracturas que por conducción hacia los bloques de matriz. Además, las tensiones totales cambian proporcionalmente a los cambios de presión e inversamente proporcionales a los cambios de temperatura, siendo el cambio máximo en la dirección longitudinal de la fractura y el mínimo en la dirección normal a ella. Encontramos que el fallo por corte es más probable que ocurra en las fracturas y en la matriz del reservorio que experimentan enfriamiento que en la región que solo se ve afectada por cambios de presión. También encontramos que los cambios de estabilidad en la roca de cobertura son pequeños y su integridad se mantiene. Concluimos que incluir explícitamente fracturas en modelos numéricos permite identificar la inestabilidad de las fracturas que de otro modo podría ser desestimada.