La fracturación hidráulica ha permitido la producción de reservorios no convencionales en los EE. UU., pero las tasas de producción a menudo disminuyen drásticamente, limitando los factores de recuperación a menos del 10%. Este estudio propone un flujo de trabajo de optimización para el proceso de huff-n-puff de CO para pozos horizontales fracturados en múltiples etapas en la formación Wolfcamp A en la cuenca de Delaware. Se abordó el potencial de recuperación mejorada de petróleo y secuestro de CO simultáneamente utilizando una simulación acoplada de geomecánica y reservorio. Las propiedades geomecánicas se derivaron de un modelo mecánico de tierra 1D e se integraron en la simulación del reservorio para replicar las geometrías de fractura hidráulica. El modelo de fractura fue validado utilizando un robusto ajuste de la historia de producción. Un análisis del comportamiento de fase de fluidos refinó la ecuación de estado, y las simulaciones de tubo delgado 1D determinaron una presión mínima de miscibilidad de 4300 psi para la inyección de CO. Después de la fase de producción primaria, se probaron varias tasas de inyección de CO de 1 a 25 MMSCFD/pozo, resultando en una recuperación incremental de petróleo que varió del 6.3% al 69.3%. Se analizaron diferentes ciclos de inyección, remojo y producción para determinar la condición operativa ideal. El escenario óptimo mejoró la recuperación acumulativa de petróleo en un 68.8% mientras mantenía la mayor eficiencia de almacenamiento de CO. El enfoque de simulación propuesto por este estudio proporciona un flujo de trabajo integral y sistemático para evaluar y optimizar el huff-n-puff de CO en pozos fracturados hidráulicamente, mejorando el factor de recuperación de reservorios no convencionales.