En la ingeniería de reservorios, es normalmente aceptado que la gran mayoría de los yacimientos de gas y condensado se encuentran inicialmente saturados, es decir su presión de rocío coincide con la presión del reservorio. A su vez, generalmente se asume que no hay petróleo, inicialmente, en la zona de gas cuando no existe producción del mismo en superficie aparte de la correspondiente al condensado. Esta última suposición a veces es incorrecta pues descarta una posible presencia de líquido en fondo, en cantidades inferiores a la mínima saturación móvil de petróleo. En este trabajo, se analiza la evolución de un yacimiento de gas y condensado típico de la República Argentina bajo dos escenarios posibles. El primero no presenta líquido en el reservorio a condiciones iniciales, mientras que en el segundo el yacimiento originalmente posee líquido aunque en menor cantidad que la mínima saturación móvil de petróleo. Los resultados marcan notables diferencias en cuanto a la evolución de relación gas petróleo (RGP) y producción de líquido con la historia de producción. Como conclusión se establece una metodología para integrar los estudios termodinámicos con la información de producción a fin de poder predecir la evolución real de un yacimiento de gas y condensado.