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