El caso bajo estudio se encuentra localizado en el Área de Concesión Jagüel de Los Machos, sobre el borde noreste de la Cuenca Neuquina en la provincia de Rio Negro. Se trata de un yacimiento de petróleo y gas asociado en etapa de producción primaria, donde el principal reservorio corresponde a niveles de origen volcánico del Grupo Choiyoi. En el presente trabajo se describe la metodología utilizada en el análisis integrado de datos de geofísica, geomecánica, geología, petrofísica e ingeniería de reservorios, para realizar un modelo de simulación numérica. En el modelado estático se consideran las características petrofísicas complejas de la roca volcánica, la existencia y densidad de fracturas naturales, la estratigrafía de los eventos volcánicos y las características de doble porosidad y permeabilidad del reservorio. El resultado es un modelo de alta complejidad a partir del cual se realiza una simulación numérica cuyos principales pasos son los siguientes: a) Inicialización del modelo con la selección de la grilla adecuada representativa del reservorio y realización de corridas con tiempos optimizados, b) análisis del funcionamiento del modelo numérico de doble porosidad o doble permeabilidad; c) análisis de Incertidumbre en el modelado de DFNs (discrete fracture networks) y d) ajuste histórico y escenarios de desarrollo con incertidumbre. La integración del modelo estático – dinámico plasmada en el simulador, permitió lograr mayor flexibilidad de análisis de diferentes condiciones de reservorio mediante realizaciones de incertidumbre, para evaluar su impacto en la productividad de los pozos y definir estrategias de desarrollo.