Тумутукское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу два продуктивных горизонта, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пластыколлекторы девона (Н=1700 м) и нижнего карбона (Н=1100 м). На Тумутукском месторождении выявлено 7 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В. Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М=241-276 г/л) хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти отложений тульского горизонта относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.

 

По количеству запасов Тумутукское месторождение относится к классу мелких. Месторождение было открыто в 1984 году и введено в промышленную разработку в 1984 году. На Тумутукском месторождении выделено два эксплуатационных обьекта, в т.ч. одного основного (отложения пашийского горизонта) и одного возвра тного (отложения тульского горизонта). Разбуривание осуществляется по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. Cистема заводнения законтурная. С целью увеличения КИН применение циклической закачки.

 

На 01.01.1993 г. на Тумутукском месторождении пробурено 26 скважин, в т.ч. 21 добывающая, 5 прочих категорий. В разработке находятся отложения пашийского горизонта. Годовая добыча нефти составляет 18,6 тыс.т., жидкости - 35,5 тыс.т. Текущие дебиты нефти 49 т/сут., жидкости 9,3 т/сут. С начала разработки отобрано 114,8 тыс.т. нефти, 261,0 тыс.т. жидкости. Обводненность составляет 47,6%. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,348 д.ед.; текущий на 01.01.1993 г. - 0,05 д.ед.