Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа, имеются строительные материалы (песок, глина) и торф. Энергоснабжение района осуществляется от Охинской ТЭЦ. По сейсмическим условиям район относится к зоне 7 балов по шкале Рихтера. Климат района суровый с продолжительной зимой и коротким летом. Среднегодовая температура минус 2.5⁰С. Направление ветров преимущественно с северо-запада на юго-восток.

В орографическом отношении район делится на восточную и западную зоны. Максимальные отметки местности составляют 100-120 м и связаны с восточной частью месторождения, представляющей собой ряд холмов и оврагов. Холмы расчленены оврагами, по которым протекают ручьи. Местность с низкими отметками сильно заболочена. К западу происходит выполаживание рельефа, Тунгорской складке соответствует пониженная гряда. Максимальные отметки 30-40 м. Гидрографическая сеть представлена верхними притоками рек Эрри, Эхаби и Одопту. В северной части месторождения расположено озеро Тунгор, протяжённостью 3.5 км. С юга в озеро впадает ряд ручьёв, долины которых заболочены. На юге площади расположено озеро Одопту, шириной до 300 м. Кроме этого на площади имеется ряд мелких озёр.

Вся территория месторождения покрыта таёжной растительностью, представленной низкорослым стлаником, лиственницей. Изредка встречается пихта, осина, берёза. В пониженных участках растёт кустарник, высокие травы. Водоснабжение промысла осуществляется из рек Эрри и оз. Тунгор. Добытая нефть транспортируется по магистральному нефтепроводу, проходящему вблизи месторождения, в Комсомольск-на-Амуре. Природный газ используется в промышленности и быту Охинского района. 

Первые сведения о геологическом строении даны в 1907 году Анертом. В 1925 году проведена первая геологическая съёмка масштаба 1:50 000, составлена геологическая карта. В период с 1925 по 1945 год были проведены геологические съёмки различных масштабов с рекомендацией под структурное бурение с предварительной постановкой электроразведочных работ.

С 1945 по 1952 год на площади проведены электроразведочные работы ВЭЗ (1945 г.), методом профилирования (1947 г.), гравиметрическая съёмка. Опытные сейсморазведочные работы велись в 1949-1950 годы. В результате выявлена Тунгорская складка.
В 1964 году проведена геологическая съёмка масштаба 1:10 000 Ерастовым Н.М., в результате установлено западное крыло Эхабинской складки.
В 1956-1957 году на площади проведено структурное бурение, пробурена 181 скважина. В 1957 г. начато глубокое разведочное бурение.
В январе 1958 года в скважине №1 получен промышленный фонтан нефти из пласта из XX. Таким образом, месторождение Тунгор разрабатывается уже более 49 лет. В последующие годы были открыты газовые залежи в XII, XVII, XVIII, XIX пластах.
В период 1959-1960 годы были проведены тематические работы и осуществлён подсчёт запасов нефти по XX пласту (Семёнушкин Л.И.).
С 1960 по 1964 год на месторождении пробурено 38 разведочных и 40 эксплуатационных скважин; в период с 1964-1987 годы – 1 разведочная и 39 эксплуатационных скважин. После подсчета запасов, проведенного в 1988 г. на месторождении было пробурено еще 5 эксплуатационных скважин.
Итого на 01.01.2007 г. – дату проектирования - на месторождении Тунгор пробурено 39 разведочных скважин, из них 23 в контуре нефтеносности, и 84 эксплуатационных – все в контуре нефтеносности; всего 123 глубоких скважин.

История проектирования месторождения включает 6 документов, последний из которых, «Анализ текущего состояния разработки месторождений ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» и уточнение технико-экономических показателей разработки на период действия лицензии» (протокол ЦКР МЭ № 2471 от 28.10.1999 г.)

Пройдено с отбором керна в продуктивных пластах 2691 м, вынос керна в продуктивных пластах – 910,2 м, или 33,8%. Количество исследований керна, используемых для определения пористости – 347 образцов, проницаемости – 96. Количество проб нефти всего 136, в т.ч. глубинных – 9, таблица 1.2.
Изученность месторождения можно считать достаточной.

Тунгорская складка – ассиметричная, ненарушенная брахиантиклиналь, вытянутая в меридиальном направлении, размеров 6х2 км. Разрез неогеновых отложений, представленных терригенными породами, вскрыт разведочными скважинами до 3600 м.

Месторождение Тунгор представляет собой антиклинальную складку почти меридионального простирания, асимметричную: восточное крыло более крутое, чем западное. С глубиной углы падения пород на крыльях увеличиваются. Свод складки с глубиной смещается на северо-запад. В пределах месторождения каких-либо дизъюнктивных нарушений не обнаружено.

Промышленные залежи нефти на месторождении отнесены к XX горизонту. Он представлен чередованием песчаных прослоев с глинистыми, пористость которых меняется от 10,5 до 19,3%. Песчаники мелкозернистые, плотные, сильносцементированные; пески мелко- и разно-зернистые, плотные, слюдистые. Глубина залегания пласта в сводовой части структуры равна 2087 м.
Залежи нефти находятся в условиях среднего пластового давления. Нефть имеет высокое газосодержание, что можно объяснить равенством давлений насыщения и пластового. Плотность нефти пониженная, вязкость низкая.

Растворенный в нефти газ характеризуется относительно невысокой плотностью. Более чем наполовину (61%) он состоит из метана. Содержание гомологов метана и азота существенно ниже среднего. Содержание углекислого газа высокое (20%).

Дегазированная нефть XX горизонта месторождения Тунгор малосмолистая, парафиновая (вид Ylz), легкая, с высоким выходом светлых фракций.

Всего в разрезе месторождения  залегают 20 газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей:
- газовые залежи в пластах M, II, III, IIIa, IV, на глубинах (а.о. ГВК) от -489 м до -1008м;
- газоконденсатные в пластах XIIa, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIIa, XVIII, на глубинах от -1475 м до -1991 м;
- газоконденсатно-нефтяные и нефтяные – в пластах XIX1-сев, XIX1-юг, XIX2, XX, XXж, XXI, на глубинах от -1998 м до -2271 м.

Из 20 залежей месторождения в настоящем отчете в проектирование вовлечены 5 газоконденсатно-нефтяных и нефтяных (XIX1, XIX2, XX, ХХж и XXI) и 1 газоконденсатная залежь (XVII).