Wichtige Parameter wie Porosität und Permeabilität, die das Speichervermögen und die Produktivität eines Reservoirs bestimmen, werden von Porenraumeigenschaften entscheidend beeinflusst. Dies kann jedoch nicht auf einen rein volumetrischen Effekt reduziert werden; Porengröße, -form und Grenzflächeneigenschaften üben den stärksten Einfluss aus. Der Porenraum von Karbonatgesteinen ist besonders komplex aufgebaut, da diese durch eine Vielfalt an Porentypen und –strukturen verschiedener Größe, Form und Verbindung gekennzeichnet sind. In dieser Arbeit wurden experimentelle Untersuchungen mit verschiedenen Messmethoden und Ergebnisse von Modellrechnungen kombiniert, um ein besseres Verständnis der Parameter zu erzielen, die die elektrische und hydraulische Leitfähigkeit (Permeabilität) in Karbonatgesteinen bestimmen. Eine modifizierte Archie-Beziehung für wassergesättigte Karbonatgesteine wurde entwickelt, in der elektrisch relevante Porentypen (Interpartikel-, Kluft- und verbundene Vug-Porosität; d.h. effektive Porosität) und nicht verbundene Vug-Porosität, die nur gering zur elektrischen Leitfähigkeit beiträgt, berücksichtigt wurden. Von zentraler Bedeutung für dieses Konzept ist die Verwendung von zwei Archie-Exponenten: Exponent m, der nur auf die elektrisch verbundenen, leitfähigen Poren (effektive Porosität) bezogen ist und Exponent m*, der die totale Porosität berücksichtigt. Regressionen für die Berechnung von Exponent m und der effektiven Porosität aus der totalen Porosität und dem elektrischen Widerstand wurden abgeleitet. Basierend auf diesen Regressionen kann die aus Porositätslogs abgeleitete totale Porosität in Interpartikel-, Kluft und nicht-verbundene Vug-Porosität unterteilt werden. Für die Interpartikelporosität wurden neue Kapillarmodelle entwickelt, die eine gekrümmte und kegelstumpfförmige Porengeometrie abdecken. Diese Modelle erklären den Einfluss von Porenkörper- und Porenhalsradius auf Porosität, spezifische innere Oberfläche, Permeabilität und den elektrischen Widerstand von Porenkanälen, die keine Zylinderform besitzen und liefern Modellgleichungen als ein Produkt einer Reihe von Einflussfaktoren. Erweiterte Modellbetrachtungen erbrachten drei wesentliche Ergebnisse: (1) Die meist empirisch formulierten Einflüsse der Porenform auf die untersuchten petrophysikalischen Parameter konnten mit den Modellen erfasst und ihr Effekt auf diese Parameter berechnet werden. (2) Damit können empirisch abgeleitete Parameter (RQI, FZI) modellmäßig erklärt werden. (3) Die gefundenen Einflussgrößen (Porengröße, Verhältnis von Porenkörper- zu Porenhalsradius, Tortuosität, Porosität) treten als separate Faktoren in den Gleichungen für die untersuchten Parameter auf, was eine gesonderte Analyse erlaubt.