A pesquisa na área de produção de petróleo tem como principal objetivo otimizar a exploração e elevar a recuperação nos campos petrolíferos. assim, a caracterização e a determinação de propriedades petrofísicas de rochas reservatórios são alguns dos intentos da engenharia de petróleo. embora existam diferentes tipos de rochas reservatórios, a maioria das reservas é encontrada em rochas areníticas e rochas carbonáticas, pois apresentam porosidade e permeabilidade adequadas à acumulação de petróleo. enquanto arenitos são relativamente homogêneos, rochas carbonáticas podem apresentar significativas variações em relação ao tamanho e à distribuição de poros, dificultando a simulação de processos de transporte de fluidos ocorridos no meio poroso. nesse sentido, o presente trabalho propõe o desenvolvimento de um modelo de rede que represente o meio poroso de rochas reservatório e possibilite a predição das propriedades. este modelo, intitulado de esferas máximas, utiliza imagens tridimensionais de amostras de reservatórios para extração de uma rede de poros gargantas, preservando, de maneira geral, a geometria e topologia do meio poroso real. como complementação, foi também aplicada uma metodologia baseada no algoritmo do eixo médio para representação do espaço poroso. denominado de pore analysis tools, este algoritmo é aplicado para verificar a consistência dos resultados obtidos pelo modelo proposto. ambas as metodologias foram utilizadas para caracterizar o espaço poroso de amostras de rochas areníticas e carbonáticas. para tanto, foram determinadas propriedades como porosidade, permeabilidade e curvas de pressão capilar, sendo algumas comparadas a resultados obtidos a partir de ensaios laboratoriais. para as amostras analisadas, foram encontradas discrepâncias nos resultados oriundos dos modelos de redes, porém, são justificáveis devido à diferença na identificação de poros e gargantas nas redes extraídas. ainda assim, os modelos de redes fornecem um maior conhecimento das características das rochas reservatórios, bem como possibilitam a rápida, prática e menos onerosa predição de propriedades petrofísicas para a qualificação dos reservatórios.