Eine der größten Herausforderungen für Erdöl und Erdgas produzierende Unternehmen ist die effektive und effiziente Förderung dieser Rohstoffe. Das betrifft vor allem jene Länder, in denen das Potential für signifikante Neuentdeckungen limitiert ist. Die Produktionsoptimierung kann auf verschiedenste Arten erreicht werden und reicht von Neubohrungen (aufgrund detaillierterer Untergrundmodelle) bis hin zur Anwendung von technisch komplexeren Produktionsmethoden (EOR). Das Ziel dieser Arbeit bestand darin, eine optimierte Produktionsstrategie für die Lagerstätte 209-33 im Matzen-Feld zu entwickeln. Diese Produktionseinheit ist Teil des 9. Torton-horizontes und liegt im strukturell komplexen Matzen-Bruchsystem. Die Erschließung der Lagerstätte datiert zurück ins Jahr 1960. Bis 2016 wurden in etwa 60 % der damals errechneten Erdölmenge gefördert. Das spiegelt sich auch in dem sehr hohen Wasseranteil (ca. 95 %) der produzierten Flüssigkeit wider. Im selben Jahr wurde eine vorhandene Fördersonde von einem tieferen Gesteinshorizont in die Produktionseinheit 209-33 verlegt. Der Wasseranteil in dieser Sonde liegt seither kontinuierlich bei 13 %. Aufgrund dieses untypischen Verhaltens wurden eine neue Untersuchung und Analyse der Lagerstätte beschlossen. Die Entwicklung einer optimierten Produktionsstrategie ist nur dann möglich, wenn die grundlegenden Charakteristiken der Lagerstätte bekannt sind. Besonderes Augenmerk wurde dabei auf den Einfluss von geologischen Störungen gelegt. Im Zuge dieser Arbeit wurde ein Lagerstättenmodell, das eine genaue Reproduktion der historischen Produktionsdaten ermöglicht, entwickelt. Darüber hinaus wurde gezeigt, dass das Produktionsverhalten der neuesten Bohrung nicht aus dem Lagerstättenverhalten abgeleitet werden kann und mögliche technische Ursachen für die Wasserproduktion wurden vorgeschlagen. Im Anschluss wurden, auf diesem Modell basierend, verschiedene Produktionsstrategien untersucht. Dabei zeigte sich, dass eine einzelne vertikale Neubohrung den größten wirtschaftlichen Erfolg bringt. Innerhalb der ersten 10 Jahre wird eine zusätzliche Rohölproduktion von zirka 22,000 sm³ erwartet. Das entspricht einer Steigerung der prozentuellen Ausbeute von 38.9 % auf 41.5 %.