Los flujos multifásicos en medios porosos son comunes en la naturaleza y en diversas tecnologías. Uno de los ejemplos más comunes de este tipo de tarea es la recuperación de petróleo de la roca. Este artículo describe un modelo matemático del flujo de un líquido bifásico (inmiscible) basado en un nuevo enfoque de hidrodinámica de redes para un medio de microcanal altamente ramificado (simulando un espacio poroso en la roca). El acoplamiento de los campos de flujo y presión en la red se realiza utilizando un algoritmo SIMPLE bien probado en problemas de CFD; este enfoque nos permite utilizar enfoques efectivos para modelar tareas en 3D. La transferencia de fase a través de la red se lleva a cabo mediante un método explícito con un paso de tiempo adaptativo. El artículo presenta los resultados de la verificación del modelo, con cálculos analíticos y en comparación con los resultados de estudios experimentales. Como experimento, se simuló el desplazamiento de petróleo de un microchip (Dolomita: 3200284) que simula un medio poroso. La buena conformidad cualitativa y cuantitativa con los resultados calculados y los resultados del experimento muestra el correcto funcionamiento del modelo.