El uso de herramientas de imagen de sondeos se ha vuelto generalizado en los últimos años con estudios más especializados de las propiedades de los reservorios, particularmente en sistemas carbonatados altamente porosos y fracturados. En este estudio, se han utilizado la herramienta de imagen de sondeo Formation MicroScanner (FMS) y datos de registros de pozos convencionales para estudiar la porosidad secundaria de la Formación Dolomítica Alamein en el Campo Alamein, en el desierto occidental de Egipto. Basándonos en análisis de registros de pozos de la formación de los pozos Tourmaline-1X y N.Alamein-6X, mostramos que la porosidad secundaria ocurre en toda la formación y está mayormente llena de hidrocarburos. También mostramos que la formación tiene una buena porosidad efectiva promedio y saturación de hidrocarburo. Las imágenes FMS del pozo Tourmaline-1X confirman que la formación es intermitentemente vugosa con canales llenos de solución desde la parte superior hasta su base. Se observa que los poros vugosos están bien conectados, lo que respalda los buenos valores de porosidad efectiva interpretados a partir de datos petrofísicos. Un conjunto adicional de fotografías de núcleos de la Formación Alamein del pozo N.Alamein-5X confirma la presencia de poros secundarios, que están llenos de hidrocarburo y exhiben intensa fluorescencia bajo luz UV. Nuestros resultados muestran que la abundancia de porosidad secundaria en la Formación Alamein jugaría un papel clave en la evaluación de su calidad de reservorio y rendimiento del reservorio.