Los reservorios de carbonato son objetivos de exploración importantes para la industria del petróleo y gas en muchas partes del mundo. Este estudio tiene como objetivo diferenciar y cuantificar los tipos de poros y su relación con las propiedades petrofísicas en la Formación Khuff del Pérmico-Triásico, un importante reservorio de carbonato en Omán. Para ello, hemos empleado una serie de técnicas de laboratorio para probar su aplicabilidad en la caracterización de los respectivos tipos de roca. En consecuencia, se ha establecido un flujo de trabajo que utiliza un análisis combinado de métodos petrográficos y petrofísicos que proporcionan los mejores resultados para la caracterización del sistema de poros. El análisis de microtomografía computarizada (uCT) permite una evaluación 3D representativa de la porosidad total, la conectividad de los poros y la porosidad efectiva de las facies de ooid-shoal, pero no puede resolver todo el espectro de tamaños de poro de las facies de lodo-/wackestone altamente microporosas. Para resolver los poros más pequeños, los análisis combinados de presión capilar de inyección de mercurio (MICP), resonancia magnética nuclear (NMR) y BIB (haz de iones amplio)-SEM permiten cubrir un amplio rango de tamaños de poro desde milímetros hasta nanómetros. Combinando estas técnicas, se pueden definir tres tipos de roca diferentes con redes de poros claramente discernibles. La porosidad moldica en combinación con la porosidad intercristalina resulta en las porosidades efectivas y permeabilidades más altas en las facies de shoal. En las facies de back-shoal, la dolomitización conduce a una baja porosidad total, pero con poros vuggy e intercristalinos bien conectados y distribuidos de manera heterogénea, lo que mejora la permeabilidad. Micro- y nanoporos están presentes en todas las muestras analizadas, pero su contribución a la porosidad efectiva depende del contexto textural. Nuestros resultados confirman que cada tipo de roca individual requiere la aplicación de técnicas de laboratorio apropiadas. Además, observamos una fuerte correlación entre el factor de resistividad de formación inversa y la permeabilidad, lo que sugiere que la conectividad de los poros es el factor dominante para la permeabilidad, pero no el tamaño de los poros. En el futuro, esta relación debería ser investigada más a fondo, ya que podría utilizarse potencialmente para predecir la permeabilidad a partir de la resistividad de cable de registro medida en la zona enjuagada cerca de la pared del pozo.