[pt] Estima-se que 50 por cento das reservas mundiais de petróleo e gás sejam mantidas em reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. Um dos maiores desafios neste tipo de formações é a sua heterogeneidade. Além da presença de fraturas que conectam longitudinalmente o meio poroso, vugs em diferentes escalas e distribuições estão espalhados por toda a matriz porosa. Essas cavidades tornam as características do escoamento de fluidos significativamente diferentes daquelas dos reservatórios convencionais de estrutura porosa homogênea, e trazem a necessidade de avaliar propriedades petrofísicas equivalentes para o meio heterogêneo. Neste estudo, uma abordagem microfluídica é usada para determinar as curvas de permeabilidade relativa de água e óleo e os perfis de distribuição das fases em micromodelos 2D de meios porosos vugulares. Experimentos de injeção simultânea de água-óleo em estado estacionário foram realizados a diferentes fluxos fracionários de água, monitorando a dinâmica da queda de pressão e visualizando o deslocamento de fluidos na escala de poros. A aquisição de imagens em tempo real por microscopia de fluorescência permitiu examinar a evolução da saturação das fases. A comparação direta entre as curvas de permeabilidade relativa dos meios porosos vugulares com aquela da matriz porosa mostrou que a incorporação de vugs leva a (i) maior permeabilidade absoluta equivalente, especialmente com cavidades mais longas e em maior número, (ii) aumento da ocupação de óleo na matriz porosa, devido à invasão de água menos eficiente, e (iii) maior permeabilidade relativa à água, que flui preferencialmente pelo espaço vugular. Esses resultados são consistentes com a natureza molhável ao óleo dos micromodelos, uma vez que os vugs oferecem menor resistência capilar ao fluxo da fase não molhante. Nossa abordagem microfluídica de baixo custo provavelmente nos permitirá estudar sistematicamente configurações mais complexas de meios porosos heterogêneos / [en] It is estimated that 50 percent of world s oil and gas reserves are held in naturally fractured carbonate reservoirs. One of the biggest challenges in this type of formation is its heterogeneous nature. Besides the presence of fractures that longitudinally connect the porous medium, vugs at different scales and distributions are scattered throughout the porous matrix. These cavities cause fluid flow characteristics to significantly differ from those of conventional homogeneous pore structure reservoirs and bring the need to evaluate equivalent petrophysical properties of the heterogeneous medium. In this study, a microfluidic approach is used to determine the water and oil relative permeability curves and phase distribution profiles in 2D micromodels of vugular porous media. Steady-state water-oil injection experiments were performed in these devices at different fractional flows, while monitoring the dynamics of the pressure drop and visualizing the fluid displacement at the pore scale. Live-image acquisition through fluorescence microscopy made it possible to examine the evolution of the saturation of water and oil phases. The direct comparison between the relative permeability curves of well-characterized vugular porous media and their porous matrix showed that the incorporation of vugs leads to (i) higher equivalent absolute permeability, especially with longer cavities and higher vug density, (ii) increased oil occupancy in the porous matrix, due to less efficient water invasion into the porous matrix, and (iii) higher relative permeability to water, which flows preferentially through the vugular space. These results are consistent with the oil-wet nature of micromodels, since the vugs are offering less capillary resistance to the flow of the non-wetting phase. Our low-cost microfluidic approach will likely allow us to systematically study more complex vugular-fractured systems.