Natürlich geklüftete Lagerstätten enthalten einen Großteil der verbliebenen Weltölreserven. Häufig werden diese durch die Dual Porosity Methode simuliert. Der wesentliche Faktor hierbei ist der Shape Factor, jener Parameter, der den Fluss von Fluiden zwischen der Matrix und den Klüften beschreibt. Trotz jahrzehntelanger Forschung herrscht noch immer kein Konsens darüber, wie der Shape Factor berechnet werden kann. In dieser Arbeit wird ein Single Porosity Modell benutzt, um den Shape Factor fur ein gleichgroßes Dual Porosity Modell abzuschätzen. Die benötigten geologischen Daten stammen von einer in Salzburg durchgeführten Feldstudie. Es werden alle weiteren Daten, die für die Simulation benötigt werden, beschrieben, und wie diese ermittelt wurden. Danach werden sowohl das Single Porosity Modell als auch das Dual Porosity Modell detailliert erklärt. Es wird gezeigt, dass die Ölausbeute sehr stark von den in Betracht gezogenen Antriebskraften abhangt. Ebenfalls sehr ein einflußreich sind die Benetzungseigenschaften der simulierten Gesteine. Eine Injektion von Gas nach einer Injektion von Wasser führt zu einer höheren Endausbeute als die Injektion von Wasser alleine. Die Endausbeute hängt jedoch nicht von Benetzungseigenschaften ab. Wenn man einen Korrekturfaktor von 1.87 auf die Formel von Gilman & Kazemi (1973) anwendet, sind die Ergebnisse des Single Porosity Modells und des Dual Porosity Modells für den hydrophilen Stein nahezu identisch. Weiters wird ein Algorithmus beschrieben, der die Ölausbeute abschätzt,wenn ein gewisser Prozentsatz der Klüfte gefüllt ist. Es wird gezeigt, dass die Füllung der Klüfte nach der hier beschriebenen Methode nur einen verhaltnismaßig geringen Einfluss auf die Ölausbeute hat. Lediglich die Geschwindigkeit der Ölproduktion in den ersten Monaten der Simulation wird geringfügig beeinflusst.