Der Unterturon Glaukonitsandstein im Feld Voitsdorf (Molassezone, Oberösterreich) ist ölführend. Wegen sehr geringer Permeabilität gelang bisher aber trotz relativ hoher Porosität keine wirtschaftliche Förderung. Im Zuge der vorliegenden Studie wurden die sedimentologischen und petrophysikalischen Eigenschaften des Unterturon Glaukonitsandsteins in vier Bohrungen aus dem Voitsdorf Feld untersucht und die Gründe für die geringen Permeabilitätswerte erarbeitet. Zudem wurden, aufbauend auf die Untersuchungsergebnisse, im Rahmen einer Literaturstudie verschiedene Stimulierungsmethoden, die zu einer Erhöhung der Permeabilität führen, evaluiert. Die Ergebnisse der sedimentologischen Untersuchungen erlauben eine Dreigliederung des Unterturon Glaukonitsandsteins in eine Upper, Middle und Lower Unit. Alle Einheiten weisen eine komplexe Diageneseentwicklung auf. Diese begann bereits kurz nach Ablagerung der Sedimente mit Glaukonitbildung, gefolgt von der Umwandlung des Glaukonits in Berthierin. Frühdiagenetisch bildete sich auch ein Tonmineralsaum um verschiedene Körner, bevorzugt jedoch um Glaukonit. Später lieferte die Verdrängung von Feldspäten das SiO2 für die Bildung einer ersten, feinkörnigen (<5 µm) Quarzzementphase, wobei währenddessen akzessorisch auch Chlorit gebildet wurde. In größerer Versenkungstiefe begann die Smektit-Illit Umwandlung, wodurch zusätzliches SiO2 für eine zweite, grobkörnigere (>20 µm) Quarzzementphase frei wurde. Nachfolgende Zementation durch Calcit in der Lower Unit zeigt eine Änderung des Porenwasserchemismus an, welche auch zur Bildung von euhedralem Pyrit in Tonlamellen führte. Abgeschlossen wurde die Diagenese von lokaler Oxidation sowie Minerallösung in der Middle Unit. Abgesehen von den Lösungsporen liegt ein Großteil der Poren als Mikroporen (<5 µm) vor, wobei sich diese einerseits zwischen Tonmineralplättchen und anderseits zwischen mikrokristallinem Quarz bilden. Es existiert eine schwache Korrelation zwischen Porosität und Permeabilität, wobei sich auf Grund der unterschiedlichen diagenetischen Prozesse fünf teilweise überlappende Cluster bilden. Die relativ besten Reservoireigenschaften zeigen die durch Lösungseffekte beeinflussten Proben der Middle Unit. Durch Quarz zementierte Proben weisen zum Teil ähnlich hohe Porositätswerte, aber geringere Permeabilitäten auf. Schlechtere Permeabilitäts- und Porositätswerte weisen Proben mit tonigen Porenfüllungen auf, wobei jene mit Berthierin vergleichsweise höhere Werte aufweisen als jene mit Kaolinit. Die schlechtesten Reservoireigenschaften weisen durch Calcit zementierte Proben der Lower Unit auf. Die Upper und Lower Unit scheiden als konventionelle Reservoire jedenfalls aus. Allerdings weist auch die Middle Unit bei einer durchschnittlichen Porosität von 12 % einen Medianwert der Permeabilität von nur 0.27 mD auf. Eine Literaturstudie zeigt, dass (1) Matrix Säuerung, (2) in-Situ Aufheizung und (3) Behandlung mit Gleichstrom mögliche Stimulierungsverfahren sind. Alle diese Methoden weisen eine geringe Eindringtiefe auf. Zudem lassen sie in Gesteinen mit intensiver Quarzzementation, wie sie im unteren Teil der Middle Unit häufig sind, keine positiven Ergebnisse erwarten.