La Cuenca Tumaco indica tener los elementos necesarios para ser un objetivo importante en la exploración de hidrocarburos. La presencia de muestras de hidrocarburos en los pozos Remolino Grande-1, Majagua-1 y Chagüi-1 indica que la roca generadora pudo haber alcanzado la maduración térmica necesaria para producir petróleo y gas. Estas evidencias se encontraron en tres de los cinco pozos perforados:
Para fines de correlación se han definido cuatro unidades cronoestratigráficas en el intervalo Oligoceno tardío a Plioceno temprano, las cuales están limitadas por discordancias. Desde la más joven a la más antigua son: (1) el Mioceno tardío a Plioceno temprano; (2) el Mioceno medio alto a Mioceno tardío; (3) el Mioceno medio y (4)el Oligoceno tardío a Mioceno medio basal. La sucesión ambiental de depositación indica: (a) una secuencia profunda (talud) de edad Oligoceno a Mioceno medio alto y, (b) una secuencia más joven (talud a plataforma) de edad Mioceno medio alto a Mioceno superior y secuencias más jóvenes.
La presencia de rocas generadoras en la Cuenca Tumaco, está documentada con base en la caracterización geoquímica de las unidades del intervalo Oligoceno, conformadas por limolitas y areniscas de grano fino.
De acuerdo con los modelos 1D realizados (pseudopozo Tumaco), intervalos que hayan alcanzado profundidades superiores a los 20 000 pies, entraron en la ventana de generación de aceite. Sobre esta premisa y tomando como referencia el mapa de basamento gravimétrico, es posible identificar dos zonas de generación dentro de la cuenca.
El modelo 1D sugiere que los tiempos de expulsión más importantes se produjeron entre los últimos 3 a 7 millones de años. La presencia de trampas estructurales como pliegues asociados a fallas de propagación, sistemas de fallas rumbo-deslizantes, estructuras de diapiros de lodo y estructuras en flor, entre otros, anteriores al tiempo de expulsión, combinadas con la presencia de rocas sello (lodolitas) de edad Mioceno tardío, puede generar las condiciones necesarias para la configuración de plays.
Los principales reservorios corresponden a rocas calcáreas, areniscas y conglomerados asociadas al intervalo del Mioceno.
Se consideran como probables rocas sello los estratos lodosos con inintercalaciones de areniscas y limolitas del Mioceno tardío.
Los hidrocarburos generados han migrado y posiblemente han sido entrampados en anticlinales asociados a diapiros de lodo, pliegues roll-over asociados a fallas lístricas normales; cierres amplios asociados a pliegues de propagación de fallas; anticlinales relacionados con cabalgamientos y numerosas trampas estratigráficas.
