La estructura de poros microscópica de los reservorios de arenisca compacta influye significativamente en las características de la inundación de CO después de la inundación de agua. Esta investigación se llevó a cabo utilizando diversas técnicas como la elaboración de secciones delgadas, inyección de mercurio a alta presión, microscopía electrónica de barrido, pruebas de resonancia magnética nuclear (RMN) y un sistema de visualización microscópica de desplazamiento a alta temperatura y alta presión diseñado por nosotros. Se seleccionaron tres tipos de núcleos con diferentes estructuras de poros para los experimentos de inundación y los experimentos de visualización microscópica de desplazamiento, incluyendo inundación inmiscible de CO, inundación casi miscible y inundación miscible después de la inundación convencional de agua. Se analizaron y evaluaron cuantitativamente las características de la inundación de CO y la distribución de aceite residual después de la inundación de agua. Los resultados muestran lo siguiente: (1) Durante el proceso de inundación de agua, el petróleo producido de las muestras tipo I y tipo III proviene principalmente de poros grandes y algunos medianos. La utilización del petróleo de todos los poros es significativa para las muestras tipo II. Las propiedades físicas y los tipos de poros tienen un mayor impacto en la inundación de agua. Las muestras tipo I y II son más adecuadas para la inundación casi miscible después de la inundación de agua. Las muestras tipo III son más adecuadas para la inundación miscible después de la inundación de agua. (2) En la inundación de CO, la recuperación de petróleo aumenta gradualmente con el aumento de la presión para los tres tipos de muestras. Las muestras de núcleo tipo II tienen la mayor recuperación. Antes de la miscibilidad, el petróleo recuperado de las muestras tipo I y II proviene principalmente de poros grandes; sin embargo, la recuperación de petróleo proviene principalmente de poros medianos al alcanzar la miscibilidad. En cuanto a las muestras tipo III, el petróleo producido en el estado inmiscible proviene principalmente de poros grandes y medianos, y la recuperación mejorada de petróleo proviene principalmente de poros medianos y pequeños después de alcanzar la fase casi miscible. (3) Se puede ver a partir de la distribución de petróleo residual microscópico que la recuperación de petróleo aumentará a medida que mejoren las propiedades petrofísicas del modelo de roca. La tasa de recuperación de petróleo de la inundación casi miscible después de la inundación de agua utilizando el modelo tipo II es de hasta 68.11%. La recuperación de petróleo de la inundación miscible después de la inundación de agua con el modelo tipo III es la más alta, alcanzando el 74.57%. Con el aumento de la presión, la proporción de petróleo residual en forma de escamas disminuye gradualmente, mientras que la proporción de petróleo residual en forma de gota y película aumenta gradualmente. Las muestras tipo II tienen un porcentaje relativamente grande de petróleo residual reticulado en la etapa casi miscible.