Actualmente, un gran número de estudios de simulación sobre flujo multifásico a escala de poro se realizan basados en medios porosos complejos. Como una microestructura que constituye los medios porosos del reservorio, el extremo ciego puede atrapar eficientemente el petróleo crudo. Sin embargo, la investigación sobre el flujo multifásico dentro de un extremo ciego aún es escasa. En este artículo, utilizamos el modelo de gradiente de color para simular el proceso dinámico que ocurre cuando la interfaz aceite-agua pasa a través de un extremo ciego basado en la inyección de agua. Además, se investigó el efecto de los factores influyentes en el petróleo en un extremo ciego (petróleo residual) después de que la interfaz aceite-agua pasa el extremo ciego. Los resultados muestran que el desplazamiento de la fase de agua desde un extremo ciego lleno de la fase de aceite se puede categorizar en tres etapas. Primero, la interfaz aceite-agua se mueve hacia el extremo ciego. Segundo, cuando la interfaz aceite-agua alcanza el extremo ciego, una parte de la fase de aceite en el extremo ciego puede ser desplazada por la fase de agua. Tercero, después de que la interfaz aceite-agua pasa a través del extremo ciego, una parte de la fase de aceite (petróleo residual) queda atrapada en el extremo ciego. La saturación de petróleo residual de un extremo ciego se define como la relación entre el área de petróleo residual en un extremo ciego y el área total de un extremo ciego. La saturación de petróleo residual en el extremo ciego aumenta con el incremento de la velocidad del agua, la relación de viscosidad aceite-agua, el ancho del canal principal y la profundidad del extremo ciego. Por el contrario, disminuye con el aumento del ancho del extremo ciego. Los hallazgos proporcionan información crítica sobre el mecanismo de retención de petróleo en el extremo ciego.