Die Ausbeutung von Erdöl mittels Polymerinjektion ist eine Methode, um die Erdölproduktion zu steigern. Bedingt durch die hohe Viskosität der Polymer–Wasserlösung ist eine hohe Verdrängung des Öls in der Lagerstätte gegeben. Das niedrige Mobilitätsverhältnis, das zwischen der Polymer–Wasserlösung und dem Öl entsteht, erzeugt eine stabilere Verdrängungsfront im Vergleich zur Wasserinjektion. Injektionen die in horizontale Bohrungen erfolgen, haben einen nachweisbar besseren Wirkungsgrad, als Injektionen durch vertikale Bohrungen. Eine horizontale Bohrung erlaubt höhere Fließraten in die Lagerstätte, welche bei vertikalen Bohrungen nicht möglich sind. Der erste Teil der Arbeit befasst sich mit der Injektion von Polymer – Wasserlösungen durch die Bohrung in die Formation, während sich der zweite Teil auf die optimale Anordnung der Bohrungen konzentriert, um den Wirkungsgrad zu optimieren. Die Untersuchungen im ersten Teil sind notwendig, weil sich die Viskosität der Polymere als Nichtnewtonsche Fluide, ungleich Newtonsche Fluide, mit zunehmender Darcy Geschwindigkeit ändert. Die untersuchten Druckverluste in der horizontalen Bohrung und in der Formation sind im Vergleich zum Injektionsdruck vernachlässigbar klein. Die berechneten Darcy Geschwindigkeiten sind weit unter der Geschwindigkeit, bei der die Polymere zersetzen würden weshalb es zu keiner signifikanten Polymerbeschädigung in der unmittelbaren Umgebung des Bohrlochs kommt. Im zweiten Teil werden die Bohrlängen und Abstände zwischen den Bohrungen variiert und die daraus resultierende inkrementelle Ölproduktion zwischen Polymerflutung und Wasserflutung bewertet. Es wurden sowohl für homogene als auch für heterogene Lagerstättenmodelle Simulationen durchgeführt. Diese Untersuchungen sind notwendig um die Größe der Injektionsgeometrie, Chemically Affected Reservoir Volume (CARV), zu optimieren. Die Größe der Injektionsgeometrie ist wesentlich, da sie nicht nur das Ölproduktionsvolumen beeinflusst sondern auch die wirtschaftlichen Aspekte. Die wirtschaftliche Bewertung anhand der Ergebnisse der homogenen Simulationen, befasst sich mit Faktoren für den Investitionsaufwand der Bohrung und der Komplettierung sowie für den Betriebsaufwand aus den Polymerkosten. Werden die technischen Kosten auf den diskontierten inkrementellen Barrel Ölproduktion bezogen, ergibt sich eine optimale Bohrlochlänge. Die Ergebnisse der homogenen und heterogenen Simulationen ergeben, dass die Polymer–Wasserlösung eine stabile Verdrängungsfront erzeugt, die für einen besseren Wirkungsgrad sorgt. Ergebnisse der Simulationen zeigen auch, dass größere CARV über kleinere bevorzugt werden sollten, da bei diesen Geometrien die inkrementelle Ölproduktion höher ist. Bei den heterogenen Lagerstätten wird eine höhere inkrementelle Ölproduktion bei Modellen mit Variograms perpendikular zu den Bohrungen erzielt.