El Proyecto Geotérmico United Downs Deep (UDDGP) está diseñado para utilizar una zona de daño de falla de inmersión pronunciada presumiblemente permeable (que constituye el reservorio hidrotermal en una roca madre granítica de muy baja permeabilidad) para la circulación de fluidos y la extracción de calor entre un pozo de inyección a 2.2 km de profundidad (UD-2) y un pozo de producción a 5 km de profundidad (UD-1). Se realizó una estimulación hidráulica suave para aumentar la permeabilidad del reservorio. Se llevan a cabo simulaciones numéricas para analizar los resultados de la estimulación hidráulica y evaluar el aumento de la permeabilidad del reservorio. Se utilizan datos experimentales y de campo para caracterizar el modelo estático inicial del reservorio. El reservorio está altamente fracturado, y dos redes de fracturas distintas constituyen la matriz porosa equivalente y la zona de falla, respectivamente. Basándose en datos experimentales y de campo, se desarrollan redes de fracturas discretas estocásticas (DFN) para imitar el comportamiento de la permeabilidad del reservorio. Debido al gran número de fracturas involucradas en el modelo estocástico, se calculan campos de permeabilidad equivalente para crear un modelo que sea computacionalmente viable. Se utilizan datos de pruebas hidráulicas y de estimulación de UD-1 para modificar el campo de permeabilidad equivalente basado en la diferencia observada entre el reservorio fracturado real y el modelo DFN estocástico. Se utilizan datos adicionales de pruebas hidráulicas y de estimulación de UD-2 para validar esta permeabilidad modificada. Los resultados revelan que el modelo de campo de permeabilidad equivalente derivado de las observaciones realizadas en UD-1 es una buena representación de la permeabilidad general real del reservorio, y es útil para estudios futuros. Los resultados de la simulación numérica muestran la cantidad de cambios en la permeabilidad debido a la operación de estimulación hidráulica suave. Basándose en el campo de permeabilidad validado, se examinan diferentes escenarios de tasa de flujo del doblete petrotermal y su respectiva evolución de presión. Las tasas de flujo más altas tienen un fuerte impacto en la evolución de la presión. Se realizan simulaciones en la región de permeabilidad mejorada acidificada para establecer una conexión entre los trabajos de laboratorio en curso sobre la inyección de ácido y la respuesta de campo a la posible estimulación de acidificación.