El historial de producción del reservorio Sara del campo Víbora refleja una entrada de agua de características drásticas. Una adecuada caracterización del reservorio permitió entender los fenómenos de la distribución de los tipos de roca y de los fluidos, lo cual facilitó obtener un modelado apropiado para la simulación numérica. En este trabajo se presenta los aspectos relevantes de la caracterización del reservorio Sara del campo Víbora que fueron claves para la construcción de un modelo de simulación numérica de doble porosidad y tres fases (petróleo, gas y agua) en el cual por primera vez en este reservorio se encara la presencia de una red de micro-fracturas naturales. La simulación en doble-porosidad permitió entender la presencia de contacto agua-petróleo no uniforme atribuido actualmente a la presencia de micro-fracturas. En pozos relativamente más jóvenes dicho contacto se encontró relativamente más profundo siendo que lo contrario sería lo esperado. Además se determinó una abundancia relativamente mayor de micro-fracturas asociada a las proximidades de las fallas principales. El modelo de doble porosidad reflejó adecuadamente el comportamiento de este reservorio mostrando un buen ajuste de historia con un comportamiento de entrada de agua muy drástico.