Soluções poliméricas são muito utilizadas em aplicações de Recuperação Melhorada de Petróleo (Improved Oil Recovery,IOR, em inglês) para elevar a eficiência de varrido em reservatórios de petróleo. Devido às suas características reológicas, soluções poliméricas modificam a mobilidade da fase aquosa injetada e tornam o deslocamento de óleo mais eficiente. A viscosidade das soluções poliméricas normalmente varia com a taxa de deformação. O escoamento destas soluções através de meios porosos pode ser descrito usando a equação de Darcy e um valor de viscosidade característica de escoamento. Neste trabalho foi investigada o comportamento reológico dessas soluções em três amostras de rochas reconstruídas digitalmente por meio de imagens obtidas de micro tomógrafos. Simulações macroscópicas de escoamento foram aplicadas através de métodos de modelagem de redes (Pore Network Modeling, PNM), ao invés de simulação numérica direta (por exemplo: Método de Elementos Finitos) por causa do alto custo computacional da última abordagem. O comportamento não-newtoniano das soluções de polímero foi descrito com o modelo de viscosidade power-law e foram comparados a modelos de reologia aparente da literatura como o de Blake-Kozeny modificado. O efeito da viscosidade na percolação foi avaliado na proporção de poros e gargantas que participaram do escoamento. A viscosidade equivalente baseada na Lei de Darcy foi comparada às curvas obtidas pela reometria e, ao final, foi calculado o fator de ajuste alpha que prevê a reologia aparente do fluido.