Новогоднее месторождение приурочено к Вынгапякутинскому поднятию, которое представляет собой складку северо-западного простирания и оконтуривания изогипсой 2825 м. Промышленные скопления нефти выявлены в отложениях нижнего мела (пласты БВЗ, БВ1/3, БВ4, А4) и верхней юры (пласты 1Ю1, 2Ю1 ,Ю2). Кроме того, в отложениях сеноманской толщи (пласт ПК1) выявлена газовая залежь. Запасы нефти и газа по пяти подсчётным объектам (пласты ОБВЗ, 1БВЗ, 1Ю1, 2Ю1, Ю2) утверждены ГКЗ СССР в октябре 1991 года.
Балансовые запасы свободного газа в пласте ПК1 утверждены в объёме 9327 мнл. куб. м (категория С1).
Пласт Ю2, залегающий на глубине 2924-3034 м, характеризуется низкими коллекторскими свойствами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 7,6 м. Притоки нефти, полученные из скважин, небольшие — от 0,7 до 8,9 куб. м в сутки. Средние параметры нефти, полученные из скважин следующие: плотность в пластовых условиях — 0,594 г/куб. см, объемный коэффициент — 1,816, газосодержание — 371,9 куб. м/тонну. Размеры залежи составляют 18,9 — 4,5 км, высота 103,5 м. Нефтенасыщенные песчаники пласта 2Ю1 вскрыты на глубине 2877,2-3014,8 м. Эффективные толщины изменяются от 1,2 до 4,2 м. Пласт характеризуется низкими ёмкостно-фильтрационными свойствами. Дебиты нефти изменяются от 1,5 куб. м/сутки при динамическом уровне 1220 м до 28 куб. м/сутки на штуцере 6 мм. Параметры нефти таковы: плотность пластовой нефти составляет 0,573 г/куб. см, сепарированной — 0,8 г/куб. см, объёмный коэффициент — 2,045, газосодержание — 468,65 куб. м. Выше пласта 2Ю1 расположен пласт 1Ю1, раздел между пластами представлен глинистой перемычкой толщиной 19-29 м. Коллекторские свойства улучшаются в юго-западном направлении. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 13,8 м (скважина 152р) до 1,4 м (скважина 164р). Максимальный приток получен при испытании скважины 152р, пробуренной на юге залежи и равен 150,5 куб. м/сутки на штуцере 8 мм характеристика нефти идентична по объекту 2Ю1. Размеры залежи составляют 26,5 — 20,5 км высота 170,2 м. Выше по разрезу залегает продуктивный горизонт БВЗ, в котором выделены две самостоятельные залежи нефти: основная БВ1/3 и литологически экранированная БВО/З. Размер залежи пласта БВО/З небольшой и составляет 6,0 4-4,8 км, высота 38 м, относится к пластово-сводному типу. Отметка ВНК изменяется в диапазоне от 2181 м до 2224 м. Средняя нефтегазонасыщенная толщина по ЧНЗ-10,-5 м, а по ВНЗ-7,8 м. В юго-западной части пласта характеризуются наиболее высокими значениями альфа ПС 0,9-0,8, коэффициентов песчаности: 0,71 -0,61. Средняя проницаемость — 41,2 м, пористость — 21%.
На Новогоднем месторождении в разработке находятся три объекта — пласты ОБВЗ, 1БВЗ, и Ю1. Основным объектом разработки является пласт 1БВЗ. Пробурено 5 скважин на пласт ОБВЗ, которые в настоящее время находятся на консервации из-за отсутствия промышленных притоков нефти. На объекте Ю1 создан девятиточечник опытно-промышленной эксплуатации.
Залежь Ю1 введена в эксплуатацию в 1987 году оценочной скважиной 500р. К концу 1994 года по залежи Ю1 добыто более 200 тыс. тонн нефти, разработка залежи осуществляется на естественном режиме. На пласт 1БВЗ пробурено 119 скважин, в том числе 97 добывающих, 21 нагнетательная и одна скважина контрольная. На залежи сформирована трёхрядная система разработки, усиленная к тому же уплотняющими скважинами, расположенными между стягивающими и первым добывающим рядом. Максимальная добыча нефти достигнута в 1990 году и составляет 706 тыс. тонн. По состоянию на 1 ноября 1994 года по пласту БВЗ добыто 2829,6 тыс. тонн нефти, воды 1675,8 тыс. тонн, текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,04%, что составляет 4,1% от извлекаемых запасов. Закачка воды в пласт БВЗ с целью поддержания пластового давления начата в 1987 году. Формирование приконтурной системы заводнения с двумя разрезающими рядами почти полностью завершено. С начала заводнения в пласт закачано 7526,1 тыс. куб. м воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой на 1 января 1994 года составляет 97,8%, накопленная — 715,8%, Средневзвешенное давление по пласту БВЗ — 236 атм. при первоначальном 227 атм. Кроме вышесказанного предусматривается бурение 30 дополнительных уплотняющих скважин, расположенных в зоне стягивания, что должно обеспечить накопленную добычу нефти на конец разработки в объёме 5871 тыс. тонн.
