В настоящее время коэффициент пористости Кп определяется по следующим геофизическим методам:
1. по удельному сопротивлению пласта ρп;
2. по удельному сопротивлению зоны проникновения ρзп;
3. по абсолютному значению аномалии ПС;
4. по относительным значениям аномалий ПС Апс;
5. по показаниям ГК (ΔJγ).
Применение первых двух методов ограничено, т.к. зависимость между параметром пористости Pп и коэффициентом пористости Кп получают в результате экспериментальных исследований, т.к. величина Pп очень сильно зависит от минерализации пластовой воды, Кп определяется не точно.
В методах ПС и Апс предпочтение заслуживает метод Апс, поскольку в этом случае удается избежать погрешностей в установке масштаба записей.
Kп=f(Апс)
kh – поправочный коэффициент за мощность пласта,
kн – поправочный коэффициент за нефтенасыщенность пласта
Апс определяется по методу двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются плотные непроницаемые породы турнея и глинистые породы малиновского надгоризонта.
Uпс может быть в мВ, в мм, в клеточках. Если пласт нефтенасыщен толщиной менее 3 м, то kн = 0,98, а если толщина более 3 м, то в пласте определяется его удельное сопротивление ρп, затем по специальным палеткам находится kн. kн вводится из таблицы поправочных коэффициентов, в ней дается мощность пласта и диаметр скважины.
Определение Кп по ГК
Определяется двойной разностный параметр ΔJγ, два опорных горизонта, снимаются значения ГК против тульских глин и против известняков и доломитов турнея. Определение пористости по ГК осуществляется по зависимости ΔJγ=f(Кпкерн). ΔJγ – двойной разностный параметр.
,
Jγпл – значение естественной радиоактивности горных пород против пласта-коллектора,
Jγmin – наименьшие показания ГК против чистых неглинистых карбонатных пород,
Jγmax – максимальные показания против глинистых пород,
δJγ – поправка за мощность пласта.
Определение пористости карбонатных пород по диаграммам нейтронных и акустических методов.
Обычно пористость в карбонатных коллекторах определяется по НГК по способу двух опорных горизонтов и по кривой водородосодержания. С помощью диаграммы можно определить коэффициент пористости, но с использованием палетки РКС-3. Эта палетка создана на базе моделей коллекторов. 
. Во все эти значения вводится поправка за глинистость кривой ГК. 
K – аппаратурный коэффициент. Для аппаратуры ламповой типа ВС K=0,625, ДРСТ-1 K=0,3, ДРСТ-3 K=-0,2. Все эти значения для имп/мин.
Определение глинистости пород по диаграммам ГИС.
