La producción excesiva de agua en pozos petroleros es un problema operacional y económico. La inyección de sustancias químicas como método para solventarla requiere de características selectivas, que le permitan impedir el flujo de agua al hoyo sin afectar el de petróleo (efecto MPR). En este trabajo, se realizaron pruebas de desplazamientos estacionarias en núcleos de Berea, donde se inyectó un agente modificador de permeabilidad relativa (microgeles) a tres caudales diferentes para evaluar el efecto de la velocidad de flujo en la reducción de la permeabilidad. Posteriormente se utilizó la simulación numérica para reproducir las caídas de presión en el núcleo. La reducción de permeabilidad durante la inyección de microgeles disminuye de acuerdo a una función potencial cuando la velocidad de flujo aumenta. Se observó que bajas velocidades de flujo presentan un comportamiento de presión típico de daño a la formación. La saturación de los fluidos presentes en el medio poroso, altera la manera en que se reduce la permeabilidad. Cuando hay presencia de aceite en el medio poroso, la dispersión de microgeles se comporta como una fase intermedia que impide que las partículas entren en contacto con la superficie de la roca para reducir la permeabilidad del medio. El mecanismo de reducción de permeabilidad predominante durante la inyección de microgeles en un medio completamente saturado con agua es el entrampamiento por exclusión de tamaño. Para la inyección de la dispersión de microgeles a altas velocidades de flujo, la ecuación de Carman-Kozeny permite modelar la disminución de permeabilidad en un medio poroso, sin embargo, para bajas velocidades es necesario incluir un factor de daño en el modelo.