[pt] 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. / [en] Petroleum reservoirs of the Brazilian pre-salt are found in carbonate rocks located offshore at the edge of the continental shelf. To optimize the exploitation of these reservoirs, it is of paramount importance to properly represent them in the flow simulation models. Nevertheless, this is not a straightforward task. Carbonate rocks usually present fractures and karsts, where flow differs from what is traditionally represented by single porosity reservoir simulators. With the purpose of better modelling the fluid flow behavior through multiple media, alternative techniques exist. However, these alternatives require additional complexities and variables for the adequate characterization of the geologic formations and production forecast. In this work, the impact that some of the fracture and matrix characteristics and the well positioning have on the results of dual-porosity and dual-permeability simulations is addressed.