本文探讨了在强底水驱的枯竭天然气藏中注入二氧化碳（CO2）以减少水侵，从而实现提高天然气采收率（EGR）并提供一种基于技术和经济考虑的永久性CO2储存方法。通过分析和数值模型模拟，研究了如何管理EGR过程以最大化天然气采收率和CO2储存能力。特别是，模拟提供了关于注入和生产井的位置、几何形状（垂直或水平）和完井间隔位置以及井操作条件的见解，以最有效地减少水锥或气顶趋势，并最小化水生产和水侵导致的天然气困滞。
研究表明，枯竭的天然气藏提供了理想的孔隙空间用于储存从固定CO2排放源捕获和运输的CO2，但强水驱条件抑制了压力降低，同时水侵困滞了向生产井移动的天然气。模拟表明，CO2注入在这些条件下提高了天然气采收率和CO2储存。有趣的是，这些储层提供了足够的孔隙空间来储存比从同一孔隙空间生产的天然气燃烧产生的CO2多约50%的CO2。实际上，CO2压力支持使生产的天然气有效地成为碳负排放。本文的主要建议是在生产天然气的同时注入CO2，而不是先生产天然气然后再注入CO2，当储层受到强水驱条件影响时。这同时实现了显著的EGR和在否则提供低天然气采收率的储层中提高的CO2储存（ECS）。
CMG软件应用情况
本文使用CMG软件进行模拟，以模拟在恒定压力底水条件下同时进行的天然气生产和CO2注入。模拟模型考虑了注入和生产井对，在一个代表四分之一五点井网的正方形储层中使用垂直井，或在使用水平井对生产整个井网时使用直接线性驱。CMG软件用于模拟天然气生产与同时CO2注入的过程，并监控生产井并记录生产井流物中特定CO2摩尔分数的CO2突破时间。
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