Der Energiesektor sucht aktiv nach umweltfreundlichen Lösungen, um die Umweltauswirkungen der Öl- und Glasindustrie zu mildern. Eine dieser Lösungen ist die Carbon-, Capture- und Storage-Technologie (CCS) welche sich allerdings noch in der Entwicklungsphase befindet. In diesem Zusammenhang wurde eine Forschungsstudie durchgeführt, um das Strömungsverhalten von Kohlenstoffdioxid (CO2) auf dem Weg von der Oberfläche zum porösen Gestein zu untersuchen und zu verstehen. CCS ist eine vielversprechende Technologie zur Minderung von Treibhausgasemissionen und zur Bewältigung der Herausforderungen des Klimawandels. Der Prozess umfasst die Extraktion von CO2 aus industriellen Emissionen oder der Atmosphäre, den Transport zu den vorgesehenen Speicherorten und die anschließende Injektion in unterirdische Formationen zur langfristigen geologischen Speicherung. Während CO2 entlang des Bohrlochs von der Oberfläche zur Speicherformation fließt, durchläuft das CO2 verschiedene thermische Prozesse. Beispielsweise kann CO2 einen Phasenübergang durchlaufen; abhängig von den Injektionsbedingungen, dem Druck und der Temperatur an der Oberfläche, können sich Hydrate bilden; beim Erreichen der Speicherformation kann ein Kühleffekt auftreten (Joule-Thomson-Effekt) und zudem kann es zu bohrlochnahen Salzablagerungen kommen, welche die Porosität verringern und somit die CO2-Injektivität signifikant beeinträchtigen. Eine effektive und praktische Umsetzung von CCS in der realen Welt erfordert ein tiefes Verständnis der Strömungsmechanik und Thermodynamik im Bohrloch, welche stark von dem Verhalten der Lagerstätte beeinflusst werden. Der Großteil der konventionellen Programme zur Simulation von Erdöl und Erdgas Lagerstätten konzentriert sich jedoch auf das mehrphasige Strömungsverhalten unter stationären Bedingungen und berücksichtigt daher nur den Bohrloch- oder Lagerstättenbereich. Daher besteht ein wachsender Bedarf an der Entwicklung von Modellen, welche in der Lage sind, instationäre Phänomene in einem gekoppelten Bohrloch-Reservoir Kontext zu untersuchen. Diese Arbeit untersucht daher die transienten Effekte im Zusammenhang mit der CO2-Injektion, wobei der Schwerpunkt insbesondere auf dem Vergleich der Injektion von Gas und überkritischem CO2 liegt. Die unterschiedlichen Verhaltensweisen wirken sich auf die CO2 Injektivität aus, vor allem hinsichtlich der Salzausfällung oder Hydratbildung. Dafür wird im Rahmen dieser Studie mit dem numerischen Simulationsprogramm T2Well gearbeitet ¿ bei welchem es sich um eine führende Software zur Analyse gekoppelter Bohrloch-Reservoir-Dynamik handelt. Die Ergebnisse zeigen, dass das CO2 unabhängig vom initialen Aggregatszustand, in dem es injiziert wird, aufgrund des Phasenübergangs, der im Bohrloch zu einem frühen Simulationszeitpunkt stattfindet, in der überkritischen Phase das Reservoir erreicht. Darüber hinaus wird die Injektion von überkritischem CO2 gegenüber gasförmigem CO2 bevorzugt. Im Fall von gasförmigem CO2 konnte eine höhere Salzausfällung festgestellt werden, zudem ist im bohrlochnahen Bereich ein stärkerer Joule-Thomson-Kühleffekt zu erwarten als bei überkritischem CO2. Diese Masterarbeit trägt zu einem verbesserten Verständnis instationärer Strömungsphänomene bei und ermöglicht daher eine fundierte Entscheidungsfindung für die praktische Implementierung der CCS-Technologie.