Nachdem ein Polymer-Pilot im 8 TH Reservoir des Matzen Feldes eine vielversprechende inkrementelle Ölproduktion aufgezeigt hat, werden gewonnene Erkenntnisse auf eine erste feldweite Implementierung angewandt. Zur Vorausberechnung der inkrementellen Ölproduktion wurde eine probabilistische Methode bestehend aus einer geologischen Sensitivitätsanalyse gefolgt von der Auswahl einer repräsentativen Teilmenge an Modellen (Modell-Zentroide) für vollphysikalische dynamische Simulationen entwickelt. Während die Gruppierung derzeit auf Grundlage virtueller Tracersignale mittels Streamline-Simulationen erfolgt, um eine maximale geologische Vielfalt in der Teilmenge der ausgewählten Modelle zu bewahren, dienen dynamische Parameter bisher als Kalibrierungsgrößen. Ein mangelndes detailliertes Verständnis der in-situ Polymereigenschaften wird derzeit durch breite Verteilungen der relevanten Parameter berücksichtigt. Die vorliegende Arbeit untersucht die Eignung der Integration von Fall-Off Testdaten zur Gewichtung der Modell-Zentroide während der Gruppierung, um Unsicherheiten in geologischen sowie dynamischen Parametern weiter zu verringern. Der primäre Fokus liegt dabei auf der Untersuchung der in-situ Viskosität der Polymerlösung in Horizontalbohrungen. In-situ Polymereigenschaften stellen einen der größten Unsicherheitsfaktoren in der aktuellen Methodik dar und bilden gleichzeitig einen der wichtigsten Designparameter zur Optimierung der Displacement Efficiency und damit der Gesamtwirtschaftlichkeit eines Polymer-Injektionsprojektes. Fall-Off Tests wurden für eine Bandbreite generischer Reservoirmodelle simuliert und anschließend mittels Pressure Transient Analysis (PTA) analysiert, wobei der logarithmischen Ableitung des Drucks besondere Aufmerksamkeit zukam. Für Einphasen-Wassermodelle bietet PTA ein zuverlässiges Werkzeug, um sowohl geologische Merkmale als auch wesentliche Polymereigenschaften zu charakterisieren. Es wurde ein Ansatz entwickelt, um die in-situ Polymerviskosität aus der charakteristischen Kurvenform der Pressure Derivative abzuleiten. Das Maß der Heterogenität eines Reservoirs hat einen entscheidenden Einfluss auf die Zuverlässigkeit der Interpretation. Reservoir Quality Index (RQI) abhängiges Adsorptions- und Viskositätsverhalten wurde implementiert, um den Einfluss verschiedener Gesteinsarten zu untersuchen und das strukturviskose Verhalten der Polymerlösung zu approximieren. Für Mehrphasen-Modelle hat die Analyse von simulierten Fall-Off Tests keine konsistente Reservoirbeschreibung ergeben. Die in-situ Polymerviskosität kann dennoch mit dem vorgeschlagenen Ansatz ermittelt werden, insofern die Druckkurve eines reinen Wassertests als Vergleichsbasis vorliegt. Diese Erkenntnis ist für die operative Planung zukünftiger Fall-Off Tests in Polymer-Injektionsbohrungen von großer Bedeutung. Obwohl die Anwendbarkeit von PTA zur Gewichtung tatsächlicher geologische Modelle in diesem Stadium nicht bestätigt werden konnte, helfen die Ergebnisse dieser Arbeit, die Interpretation geplanter Fall-Off Tests in kürzlich komplettierten Horizontalbohrungen einzugrenzen.