Bu çalışma Güneydoğu Anadolu Bölgesinde, Adıyaman iline bağlı Kahta ilçesinin 20 km. Doğusunda gerçekleştirilmiştir. Tokaris sahasındaki kuyulara ait log dataları petrofiziksel özellikleri belirlenmek üzere Elan Plus programında değerlendirilmiştir. Elan Plus programıyla kuyu log dataları yorumlanarak rezervuar seviyeler belirlenmeye çalışılmıştır. Sonuçta rezervuar zonun efektif porozitesi, toplam porozitesi, kil hacmi, formasyon suyu doygunluğu, hareketli ve kalıcı petrol miktarları bulunmuştur. Bölgede rezervuar kayalar, Karaboğaz formasyonu ve Mardin Grubuna ait Sabunsuyu,Derdere ve Karababa formasyonlarının karbnatlarıdır. inceleme alanındaki kuyularda üretim Mardin Grubunun çatlaklı dolomit ve kireçtaşlarından sağlanmaktadır. Bölgede rezervuar kalitesini ve üretimi etkileyen en önemli parametre geçirgenliktir. Tokaris sahasında Karaboğaz formasyonu %5-6 poroziteli çörtlü kireçtaşlarından oluşur ve üretken değildir. Karababa-C üyesinin girişten itibaren ilk 10-13 metresinin ortalama porozitesi %5.2-8.4 olan kireçtaşlarından oluşur. Permeabilitesi düşük olup 0.01 md. civarındadır. Kuyularda bu zonda üretim ancak asitleme ile mümkün olabilmektedir. Karababa-C' nin alt kesimi kesif kireçtaşlarından oluşmuştur. Karababa-B üyesi kesif kireçtaşlarından, Karababa-A üyesi ise killi kireçtaşlarından oluşur. Derdere formasyonunun girişten itibaren kireçtaşlarından oluşan ilk 15-28 metresinin ortalama porozitesi %1.4-5'dir. Alt seviyelere doğru yer yer %10 poroziteyi bulan değerlerde görülmesine rağmen üretim ancak asitleme ile yapılır. Kireçtaşının altındaki yüksek permeabiliteli dolomitler ise %5.1-9 arası ortalama poroziteye sahip olmasına rağmen N-9 kuyusunda dolomitlerin bol çatlaklı olması nedeniyle porozite %16'dır.Petrol sahasında asıl üretimin yapıldığı seviye Derdere formasyonunun dolomitleridir.

This study has been carried out in 20 km. east of Kahta-Adiyaman in the southern Anatolia region. The log data of some wells in Tokaris field are investigated in order to achive the petrophysical properties under the software of Elan Plus (Schlumberger) using the Elan Plus software the well log data were interpreted to find reservoir levels. As a result, the effective porosity, total porosity, shale volume, formation water saturation, movable and residual oil volumes are found in the selected zone.Reservoir rock in the field is Karaboğaz formation and Mardin group carbonates. Production in the investigated field were done from Mardin group craked dolomites and limestones. The most important parameter that effect reservuar quality and production is the permeability, Karaboğaz formation in Tokaris field shows 5-6 % porosity limestones. The field is usually not productive. Karababa-C which is the first 10-13 meters from the ground has avarege porosity of 5.2-8.4 % limestones. It has a permeability of 0.01 md. which is very low. In the wells, the production can only be done by acidizing in these zones. Lower level of Karababa-C is made of dense limestones. Karababa-B is dense limestones and Karababa-A is shaly limestone. Derdere formation is made of limestones which has 1.4-5 % porosity from the first 15-28 meters. In some part we can find. W % porosity. However, production can be done only by acidizing. High permeability dolomites under limestones has 5.1-9 % porosity values. Because of many crack in the N-9 well porosity calculated as 16 %. The main production zone is in the Derdere formation dolomites.