Нефтяное месторождение Акжар находится в Актюбинской области, в 30 км к северу от пос. Жаркамыс, в 60 км к юго-западу от месторождения Кенкияк. В 100 км северо-западнее проходит нефтепровод Атырау-Орск. Структура выявлена сейсморазведочными работами в 1961 г., одновременно проводилось структурно-поисковое бурение, в процессе проведения которого отмечены нефтепроявления в отложениях средней юры и нижнего мела. Глубокое бурение начато в 1962 г., тогда же получен промышленный приток нефти в скважине Г-1. Разведочные работы окончены в 1968 г. Месторождение в структурном отношении приурочено к скрыто-прорванному соляному куполу, имеющему трехкрылое строение по надсолевым отложениям (рис.35, 36, 37). Структура интенсивно нарушена сбросами и близка по строению к солянокупольным структурам Южной Эмбы. Глубина залегания соляного купола по данным бурения 451-1248 м. Амплитуда соляного штока составляе 800-1000 м. Северное крыло опущено. В его пределах установлена продуктивность среднеюрских (Ю-I, Ю-II), барремских (Б-I-V) и аптских отложений нижнего мела. Глубина кровли залегания продуктивных пластов от 273 до 515 м. Размеры крыла по изогипсе -260 м (кровля Б-1) 3,8 х 1,3 км. Юго-восточное крыло приподнято по отношению к северному, не замкнуто и ограничено с севера и запада дугообразным сбросом. Размеры крыла по изогипсе - 280 м (кровля Ю-1) 3,3 х 1,2 км. В его пределах установлена продуктивность только среднеюрских отложений. Небольшие нефтяные залежи в породах баррема и апта известны и в пределах грабена. Вскрытый разрез представлен соленосной толщей нижней перми, отложениями верхней перми, триаса, юры и нижнего мела. Коллекторы всех продуктивных горизонтов поровые, представлены песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Общая толщина юрских продуктивных пластов изменяется от 6 до 40 м, эффективная от 2 до 38 м, нефтенасыщенная от 7 до 15,6 м. Открытая пористость 16-27%, проницаемость 0,8-0,32 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности 0,60-0,87. Покрышками являются глинистые породы различной толщины. По типу ловушек залежи относятся к пласовым, тектонически экранированным. Высота залежей 30-49 м. Нефти по плотности средние и тяжелые (867-907 г/м3), малосернистые (0,1-0,14%), слабопарафинистые (0,52-2,06%), высокосмолистые (от 15 до 21,5%), высоковязкие. Начальное пластовое давление в залежах северного крыла 4,6-4,8 МПа, при температуре 31-320С. Дебиты по горизонтам изменяются от 12,8 до 14,8 м3/сут на северном крыле и до 86 м3/сут - на юго-восточном. Газовый фактор 2-4 м3/м3. Растворенный газ по составу азотный, содержание последнего достигает 82%, метана 13%, углекислого газа 1,1%. В незначительных количествах присутствует гелий и аргон. Общая толщина нижнемеловых продуктивных пластов северного крыла и грабена изменяется от 10 до 25 м, эффективная от 3 до 20 м, нефтенасыщенная от 0,4 до 27,2 м. Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов высокие: пористость 22-27%, проницаемость 0,393-1,6 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности 0,45-0,75. По типу природного резервуара все нижнемеловые залежи пластовые, тектонически экранированные. Залежь аптского возраста в грабене, кроме того, ограничена литологически. Нефти тяжелые (890-927 кг/м3), вязкие, малосернистые (0,25-0,42%), малопарафинистые (0,25-1,5%), высокосмолистые (от 28 до 54%). Фракции до 3000С - 15-20%. Начальные пластовое давление и температура варьируют соответственно в пределах 2,46-4,1 МПа и 19-310С. Дебиты нефти - 0,3-12 м3/сут. Газовый фактор 0,9-2,3 м3/м3. Растворенные газы азотно-метанового состава (азота 67-96%) содержат незначительное количество гелия и аргона. Пластовые воды хлоркальциевого, хлормагниевого, гидрокарбонатнонатриевого и сульфатнонатриевого типа, с минерализацией от 7 до 65 г/л. Режим работы залежей в юрских и аптских отложениях упруговодонапорный, в барреме упруговодонапорный-гравитационный. Месторождение подготовлено к промышленному освоению.