Au Moyen-Orient se concentrent, aujourd'hui, 60% des réserves connues en hydrocarbures. Deux tiers de ces dernières sont localisées dans des lithologies carbonatées à composante mircoporeuse d'âge Crétacé. Cette étude a pour but d'améliorer la compréhension du comportement de fluides polyphasés (eau, huile, gaz) dans de tels systèmes. Deux principaux facteurs définissent généralement les qualités d'un milieu poreux face à ses propriétés de roche réservoir: sa morphologie (la topologie du milieux poreux) et les conditions physicochimiques de surface (la mouillabilité, liée aux fluides présents). Afin d'identifier l'influence respective de chacun de ces deux paramètres une approche expérimentale et dynamique a été utilisée et comparée à une étude basée sur la reconstitution du réseau mircoporeux par mictrotomographie synchrotron. Du point de vue industriel, des artéfacts générés soit par la technique d'acquisition, soit par l'influence des conditions de forage, soit par les procédures censées restaurer l'état originel des roches avant imbibition par les hydrocarbures ont été mis en évidence. Ces artefacts pourraient avoir une incidence sur l'évaluation des réserves.