Os reservatórios de petróleo do pré-sal brasileiro são encontrados em rochas carbonáticas localizadas em ambiente offshore na borda da plataforma continental. Com o fim de explorar essas jazidas de forma mais segura e rentável, é essencial representá-las corretamente nos modelos de simulação de escoamento. Entretanto, esta não é uma tarefa simples. Essas rochas carbonáticas recorrentemente apresentam fraturas e carstes nos quais o escoamento se comporta de forma diferente da simulação tradicional utilizando porosidade única. Para solucionar o problema, existem técnicas que representam o escoamento através dos diversos meios porosos. No entanto, essas modelagens inserem diversas complexidades para a correta caracterização das formações geológicas e da previsão da produção. Nesse trabalho são analisados os impactos que algumas das características das fraturas, da matriz e da malha de poços têm no resultado das simulações com dupla porosidade e permeabilidade.