Нефтяное месторождение Дунга находится в Мангистауской области республики Казахстан, в 50 км северо-западнее г. Актау. В 50 км от месторождения проходит магистральный нефтепровод Узень-Атырау-Самара.

Структура выявлена региональными сейсмическими работами в 1953 году и детализирована в 1965 году. Поисковое бурение начато в 1966 г. Месторождение открыто в 1969 г. поисковой скважиной 6. Разведочные работы завершены в 1974 году. Тектонически приурочено к антиклинальной складке, разделенной на блоки сбросами субмеридианальной ориентировки.

Установлена продуктивность келловейского яруса верхней юры (залежи Ю-I-А, Ю-I-Б) и отложений апта (пласты А и Б). Литологически все продуктивные горизонты представлены песчаниками. Глубина залегания юрских залежей 2250 м, меловых -1640 м. Залежь Ю-I-Б нефтяная, по типу ловушки пластовая, тектонически и литологически экранированная, залежь Ю-I-А - газовая, пластовая, тектонически экранированная. Залежи аптского яруса нефтяные, пластовые, тектонически экранированные. Коллекторы поровые со средней пористостью песчаников келловейского яруса 16%, аптского 21% и проницаемостью 0,01 мкм2. Эффективная толщина залежи Ю-I-Б в блоках изменяется от 2,5 до 3,6 м, нефтенасыщенная от 1,1 до 1,2 м, газонасыщенная 1,3 м, для залежи Ю-I-А Восточного блока эффективная толщина -8,6 м, газонасыщенная -2,9 м. Общая толщина продуктивных пластов аптских залежей колеблется от 8,2 до 11,1 м, эффективная от 4,2 до 6,5 м, нефтенасыщенная от 2,66 до 6,6 м.

Нефтенасыщенность юрских залежей 56%, нижнемеловых 49%. Нефть залежей Ю-IA- Ю-IБ плотностью 811-846 кг/м3, малосернистая (0,08-0,11%) , парафинистая (11,7-14,5 %) , содержит асфальтенов 3,85%, силикагелевых смол 5,5-10,07%. Начальное пластовое давление 23,8 МПа, температура 80-82⁰С. Свободный газ залежи Ю- IA по составу тяжелый, этансодержащий (8,66 %) , доля тяжелых углеводородов достигает 11,9%, метановая составляющая -78,8%. В незначительных количествах присутствуют водород и углекислый газ. Дебит газа в залежи Ю- I-А Восточного блока -147,5 тыс.м3/сут на 11 мм штуцере и 72 тыс.м3/сут в залежи Ю-I-Б. Нефти аптских залежей легкие (821-830 кг/м3), малосернистые (0,11 %) , парафинистые (9-13,9 %) , с незначительным содержанием асфальтенов (0,48-0,7 %) и силикагелевых смол (3,39-7,3 %) . Начальное пластовое давление по блокам 16,5-18,6 МПа, температура 70-85⁰С.

Дебиты нефти изменяются от 2 до 15 м3/сут. Растворенный газ тяжелый, этансодержащий (8,87-16,04 %) , доля тяжелых углеводородов превышает 30%, метана 57%. Отмечается содержание азота (до 9,3%) . Пластовые воды хлоркальциевого типа с плотностью 1019-1105 кг/м3, общей минерализацией 5 г/л. В водах залежи Ю-I-Б отмечено повышенное содержание брома (437,9 мг/л). Режим работы залежей водонапорный. Месторождение подготовлено для промышленного освоения.