La microporosité représente jusqu'à 95% de la porosité totale des réservoirs à hydrocarbures et des aquifères dans les calcaires crétacés du Moyen-Orient. Dans ces sédiments microporeux, la porosité est modérée à excellente (jusqu'à 35%), tandis que la perméabilité est faible à modérée (jusqu'à 190mD). A l'inverse, mes faciès microporeux peuvent former des niveaux denses, avec de très faibles porosité et perméabilité (respectivement 2–8% et 0,01–2mD). Dans ce travail, les échantillons proviennent essentiellement de la Formation Mishrif (Cénomanien), mais aussi de la Formation Habshan (Berriasien/Valanginien), afin d'examiner les grandes différences verticales et latérales des propriétés pétrophysiques. Le MEB a été utilisé pour étudier deux contrôles potentiels des qualités réservoir : (1) la morphologie des particules micritiques (forme et contacts intercristallins), et (2) la cristallométrie des micrites, définie comme la taille médiane des particules mesurées sur les clichés MEB. Les données morphométriques ont été comparées avec trois paramètres pétrophysiques (porosité, perméabilité, distribution des rayons de seuil de pore). Les résultats montrent que les matrices micritiques peuvent être subdivisées en trois classes pétrophysiques. La Classe C (micrites strictement microporeuses avec des cristaux grossiers ayant des contacts punctiques à partiellement coalescents) est composée de particules grossières (>2µm), polyhédrales à arrondies. Elle présente des porosités bonnes à excellentes (8-28%), des perméabilités faibles à modérées (0,2-190mD), et des rayons de seuils de pores (PTR) moyens supérieurs à 0,5µm. Cette Classe C est généralement observée dans les shoals bioclastiques riches en rudistes, où de nombreux facteurs sédimentaires (hydrodynamisme…) peuvent défavoriser le dépôt des particules les plus fines. L'étude diagénétique montre que ces micrites grossières peuvent aussi être expliquées par une dissolution précoce des fines particules d'aragonite et de HMC dans des fluides météoriques oxydants, permettant la formation in-situ de surcroissances sur les particules de LMC au sommet de la nappe phréatique météorique. Ces processus induisent une augmentation de la taille des particules micritiques, une lithification précoce de la boue carbonatée, et donc une stabilisation minéralogique précoce des micrites grossières de la Classe C. La Classe F (micrites strictement microporeuses avec des cristaux fins ayant des contacts punctiques à partiellement coalescents, est composée de particules fines (<2µm), polyhédrales à arrondies. Elle présente des porosités bonnes à excellentes (3-35%), mais des valeurs de perméabilité souvent inférieures à 10mD, et des PTR inférieurs à 0,5µm. Cette Classe F est souvent observée dans les sédiments déposés en domaine de plate-forme interne boueuse. La formation de ces micrites fines est aussi expliquée par une stabilisation minéralogique précoce des particules micritiques dans des eaux météoriques confinées, favorisant les processus de néomorphisme, pouvant continuer au cours de l'enfouissement. Plus tard, au cours de l'enfouissement de la série, les qualités réservoirs des Classes C et F sont localement améliorées par de la dissolution mésogénétique (probablement liée à des acides organiques) affectant la matrice micritique durant la mise en charge des réservoirs. La Classe D est formée par des matrices micritiques denses, composées de cristaux anhédraux ou subhédraux avec des contacts fusionnés. Elle présente de très faibles données de porosité et de perméabilité. Ces micrites sont uniquement observées dans les niveaux de plate-forme interne et forment des intervalles inter-réservoirs, généralement en association avec des stylolites et un contenu argileux important, pouvant dépasser 10%. Quelque soit leur mode de formation, ces trois classes peuvent être incorporées dans les futures études de rock-typing portant sur les réservoirs carbonatés microporeux du Moyen-Orient / Microporosity may account for as much as 95% of the total porosity of hydrocarbon and water reservoirs in Cretaceous limestones of the Arabian Gulf. In these microporous facies porosity is moderate to excellent (up to 35%) while permeability is poor to moderate (up to 190mD). Conversely, microporous facies may form dense inter-reservoir or cap rock layers with very low porosity and permeability values (2–8% and 0.01–2mD, respectively). For this study, samples were mainly collected from the Cenomanian Mishrif Formation, but also from the Berriasian-Valanginian Habshan Formation, so as to examine the wide vertical and lateral discrepancies in their petrophysical parameters. Scanning Electron Microscopy was used to investigate two potential controls of reservoir properties: (1) micrite particle morphology (shape and inter-crystal contacts); and (2) micrite crystallometry, defined as the median size of micrite particles measured on SEM photomicrographs. The morphometric data are compared with three petrophysical parameters (porosity, permeability and pore threshold radius distribution). Results reveal that micrite matrixes can be subdivided into three petrophysical classes each with its own distinctive crystallometry, morphology and reservoir properties. Class C (strictly microporous limestones with coarse punctic-to-partially coalescent micrites) is made up of coarse (>2µm) polyhedral to rounded micritic crystals, it has good to excellent porosity (8–28%), poor to moderate permeability (0.2–190mD) and a mean pore threshold radius of more than 0.5µm. The class C is usually observed in rudist-rich bioclastic shoal facies where several sedimentary factors (hydrodynamism, bioproduction …) would disfavour deposition of the finer micritic crystals. Diagenetic study shows that the development of coarse micrites (Class C) must also be explained by the early dissolution of fine aragonite and high magnesium calcite particles in oxygenated meteoric fluids leading to a simultaneous in-situ overgrowth on LMC particles at the top of the meteoric phreatic lens. These processes induce an increase of the crystallometry of micritic particles, an early lithification of the carbonate mud, and so the mineralogical stabilization of coarse Class C micrites. Class F (strictly microporous limestones with fine punctic-to-partially coalescent micrites) is composed of fine (<2µm) polyhedral to rounded micrites with poor to excellent porosity (3–35%), but permeability values of less than 10mD and a mean pore threshold radius of less than 0.5µm. It is mostly observed in sediments deposited in a low energy muddy inner platform setting. The formation of fine micrites (Class F) is also explained by an early mineralogical stabilization of micritic particles in confined meteoric waters, favoring neomorphism processes, which may proceeds during burial. Later, during burial, reservoir properties of classes C and D strictly microporous samples where locally enhanced by mesogenetic dissolution (probably due to organic acids) affecting the microporous matrix during the oil emplacement. Class D (strictly microporous mud-dominated facies with compact anhedral to fused dense micrites) comprises subhedral to anhedral crystals with sutured to fused contacts forming a dense matrix. It has very low porosity and permeability. Class D is only found in low energy muddy inner platform facies and forms inter-reservoir or caps rock layers usually in association with stylolites and clay contents that exceed 10%. Regardless of how they formed, though, the three classes can be usefully incorporated into future rock-typing of the microporous carbonate reservoirs of the Middle East