Reservatórios carbonáticos contêm entre 50 e 60 por cento de petróleo e gás do mundo. No entanto, estas rochas têm apresentado problemas operacionais consideráveis durante as etapas de perfuração e produção. Tais problemas são originados pelas dificuldades na caracterização adequada destas rochas em função da complexa distribuição espacial de sua micro e macro estrutura. Enquanto ambas as escalas possuem importância no entendimento do comportamento de carbonatos, o presente trabalho trata da análise da microestrutura. Nesse âmbito, a proposta deste trabalho integra o processamento e análises de imagens digitais adquiridas mediante microtomografia de raios-X, elaboração de malhas de elementos finitos e simulação numérica de forma a prever propriedades elásticas, com o objetivo de correlacionar a microestrutura e o módulo de Young. Foram utilizadas imagens digitais de amostras de afloramento (travertinos) considerados como possíveis análogas a rochas carbonáticas de reservatório. A metodologia implementada permitiu obter sub-amostras que incluem uma gama de microestruturas e porosidades numa única amostra para assim simular numericamente o módulo de Young. Os resultados dos ensaios virtuais foram comparados com os resultados de ensaios reais executados em amostras da mesma rocha e dados encontrados na literatura. A aplicação da metodologia e os resultados obtidos indicam o potencial e as limitações atuais desta técnica. Conclui-se neste estudo que o valor do módulo de Young das amostras simuladas numericamente é afetado pela distribuição espacial, conectividade dos poros e pela microporosidade da rocha. Os valores encontrados no ensaio virtual tendem a serem superiores aos obtidos em ensaios reais devido à dificuldade de inserir, no modelo de micro estrutura, os contatos entre os grãos assim como regiões mais compressíveis não determinadas na aquisição das imagens.