A presença de heterogeneidades tem influência significativa no processo de escoamento bifásico em meios porosos. Em particular, em reservatórios de petróleo, geralmente provocam a redução da taxa de recuperação de petróleo, pois o óleo tende a ficar acumulado nas interfaces formadas entre dois tipos de sedimentos com propriedades físicas diferentes. Estas bruscas variações nas propriedades do meio poroso levam ao aparecimento de forças capilares descontínuas, que por sua vez geram uma condição não-linear para pressão e saturação nas interfaces, tornando necessária a imposição desta condição na modelagem numérica deste tipo de problema. Como conseqüência dessas descontinuidades, a pressão global e a saturação podem apresentar fortes gradientes ou até serem descontínuas na interface, complicando significativamente a resolução dos respectivos modelos numéricos, que geralmente envolvem um sistema acoplado de equações diferenciais parciais não-lineares para pressão e saturação. Neste trabalho introduzimos uma formulação do método de Galerkin descontínuo para resolver problemas de escoamento bifásico, imiscível e incompressível em meios porosos heterogêneos com forças capilares descontínuas. O problema acoplado pressão-saturação é resolvido seqüencialmente, utilizando as técnicas de média ponderada e média harmônica para lidar adequadamente com as heterogeneidades do meio poroso e com problemas degenerados. A equação para pressão é discretizada através de uma formulação simétrica do método de Galerkin descontínuo. Na equação para a saturação usamos o método de Euler implícito para discretização temporal, método de Galerkin descontínuo simétrico com médias ponderadas para a aproximação do termo difusivo degenerado e fluxo numérico de Godunov para o termo advectivo não-linear. Recuperamos a velocidade total do sistema

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