Способность пород вмещать воду, жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, то есть наличием в них пустот, пор. Каналы, образуемые порами, делятся  на 3 группы:

- крупные (сверхкапиллярные), диаметром более 0,5 мм;

- капиллярные, диаметром от 0,0002 до 0,5 мм;

- субкапиллярные, диаметром до 0,0002 мм.

Отношение суммарного объёма пор к общему объёму породы называется коэффициентом полной пористости (то же, что и порозность).

Его значение зависит от взаимного расположения и плотности укладки зерен породы, их формы, состава и типа цементирующего материала. Например, у песков коэффициент полной пористости может достигать 0,52, у песчаников 0,29, а у магматических пород – всего 0,00125.

Но часть пор в породе являются закрытыми, то есть изолированными друг от друга, что делает невозможным миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому используют коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости – это отношение объёма пор, сообщающихся между собой, к общему объёму породы. Коэффициент эффективной пористости - это отношение объёма пор, по которым возможно движение жидкости и газа, к общему объёму породы.

Проницаемость породы – это способность пропускать через себя жидкости и газы. Проницаемость пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси. Единица измерения Дарси: 1Д = 1 м². Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой породы, по которым происходит фильтрация. То есть коэффициентом проницаемости в 1Д обладает образец пористой среды, площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па∙с  составляет 1 м³/с. Коэффициент проницаемости горных пород очень мал: для большинства нефтяных месторождений он находится в пределах от                          10^{-13 м2} до 2∙10^{-12 м2}, для газовых месторождений - до 5∙10^{-15 м2}.

    Чем выше проницаемость пластов, тем выше дебиты скважин. При разработке месторождений в порах одновременно движутся нефть, газ, вода или их смеси. Проницаемость среды меняется в зависимости от соотношения этих компонентов. Поэтому для характеристики проницаемости пород введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.

    Абсолютная проницаемость – это проницаемость породы для какой-то одной фазы (воды, нефти или газа), которой и заполнена эта порода. Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость породы только для одной фазы (нефти, воды или газа) при одновременной фильтрации многофазной смеси. Относительная проницаемость породы – отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

    С увеличением обводненности залежи эффективная проницаемость для нефти снижается, а для воды увеличивается, поэтому обычно при обводнённости залежи более 20% эффективная проницаемость для нефти резко снижается, а с 85% прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще есть. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен породы в виде тонкой пленки, что уменьшает площадь сечения каналов для нефти и снижает нефтеотдачу. То же может наблюдаться при наличии в пласте свободного газа, который может занимать поры пласта и снижать эффективную проницаемость для нефти.

    Удельная поверхность породы – суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема породы (м²/м³). От удельной поверхности зависит проницаемость пород, содержание остаточной воды и нефти. Для нефтесодержащих пород удельная поверхность очень велика и составляет от 4∙10⁴  до 23∙10⁴  м²/м³. Это связано с тем, что зёрна породы очень малы и плотно упакованы. Породы же с удельной поверхностью более 23∙10⁴  м²/м³ (глины, глинистые пески, глинистые сланцы) являются слабопроницаемыми.

    Упругость пласта – способность пласта изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки пласт находится под давлением вышележащих пород (горное давление) и противодействующим ему давлением насыщающих пласт нефти, газа, воды (пластовое давление). При отборе нефти и газа пластовое давление снижается, и под действием горного давления объем пласта и пор уменьшаются. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.

    Нефтенасыщенность – запасы нефти в пласте. Оценивается коэффициентом нефтенасыщенности – это доля объема пор, заполненных нефтью. Аналогично определяется газо- или водонасыщенность пласта.