Нефтегазоконденсатное месторождение Алибекмола расположено в Мугоджарском районе Актюбинской области, в 245 км к югу от областного центра. Ближайшая железнодорожная станция Шубаркудук находится в 175 км, нефтепровод Атырау-Орск проходит в 10 км от месторождения. Структура выявлена по данным МОВ в 1959-1960 гг., уточнялась МОВ и КМПВ в 1961-1963 гг., детализировалась ОГТ в 1979-1980 гг. Поисковые работы начаты в 1983 г. месторождение открыто поисковой скважиной 5 в 1986 г. В региональном плане находится в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины, располагаясь в пределах Жанажолской тектонической ступени.

В структурном отношении приурочено к брахиантиклинальной складке субмеридианальной ориентировки, осложненной двумя вершинами по кровле второй карбонатной толщи (КТ-II) средне-нижнекарбонового возраста. Северная вершина оконтуривается изогипсой -2950 м, имея размеры 4,7 х 2 км и амплитуду 70 м, южная вершина замыкается также изогипсой -2950 м при размерах 7,8 км и амплитудой до 300 м. По кровле КТ-I, стратиграфически относимой к отложениям гжельского яруса верхнего карбона, структура однокупольна с размерами 16 х 5 км и амплитудой около 600 м. Поисково-разведочным бурением установлена продуктивность нижней карбонатной толщи КТ-II, в которой выделено 2 нефтяных пласта Б и М, связанных с отложениями башкирского и московского ярусов среднего карбона. В верхней карбонатной толще КТ-1 выявлена нефтегазоконденсатная залежь, приуроченная к осадкам гжельского яруса верхнего карбона. Продуктивные толщи КТ-2 и КТ-1 разделены терригенно-карбонатными породами нижней части московского яруса (подольский горизонт). Покрышкой нефтегазоконденсатной залежи КТ-1 служат глинистые отложения ассельского яруса и кунгурской соленосной толщи нижней перми общей толщиной от 800 до 1500 м.

В литологическом отношении продуктивные отложения КТ-2 сложены известняками темно-серыми, органогенно-детритовыми, трещиноватыми, с прослоями доломитизированных известняков и доломитов, с редкими прослоями терригенных пород. Доломиты разделяют нефтеносные пласты Б и М. Продуктивная часть КТ-1 представлена в основном органогенными известняками, участками трещиноватыми. Нефтяные залежи по типу массивно-пластовые, с элементами тектонического экранирования в пределах западного крыла структуры. Коллекторы поровые и порово-трещинные. Открытая пористость изменяется от 9 до 12,3%, имея наибольшие значения в органогенных известняках гжельского яруса. Нефтенасыщенная толщина пластов Б и М (КТ-II) составляет 18,2 и 14,7 м соответственно, высота залежей 89 и 96 м. Для толщи КТ-I нефтенасыщенная толщина изменяется от 13 до 20 м, газонасыщенная составляет 15 м. Высота газовой части залежи 12,8 м. Коэффициенты нефтенасыщенности 0,8-0,9, газонасыщенности -0,73. ВНК для пластов Б и М залежей КТ-II установлены на отметках -3300 м и - 3200 м соответственно, ВНК газоконденсатной залежи КТ-I принят на отметке -1772 м, ГНК - на -1671 м. Начальные пластовое давление и температура в залежах КТ-II составляют 33 МПа и 610С, в продуктивной толще КТ-I - 18,7 МПа и 400С.

Дебиты нефтяных объектов КТ-II изменяются от 0,3 м3/сут на штуцере 3 мм, до 259 м3/сут на 10 мм штуцере. Дебиты нефти в толще КТ-I колеблются от 3,4 м3/сут на штуцере 3 мм до 74,1 м3/сут на 7 мм штуцере. Дебиты попутного газа составляют 56,27 тыс.м3/сут, газовые факторы 204-297 м3/м3. Дебиты газоконденсатной смеси продуктивного горизонта КТ-I изменяются от 22,4 тыс.м3/сут на 3 мм штуцере до 76 тыс.м3/сут при 7 мм штуцере, дебит сырого конденсата от 0,47 до 2,4 м3/сут соответственно.

Нефти КТ-II легкие, плотностью 822-835 кг/м3, сернистые (1,14-1,81%), парафинистые (3,2-8,18%), смолистые (2,86-11,9%). До 3000С выкипает 50,3% легких фракций. Нефть залежи КТ-I значительно тяжелее, ее плотность 887 кг/м3. По составу она сернистая (1,7-2,0%), высокопарафинистая (9-18%), высокосмолистая (4-16%), с содержанием асфальтенов от 0,4 до 2,8%. Выход фракций до 3000С значительно ниже в сравнении с КТ-II и составляет 38,4%.

В толще КТ-II состав растворенного в нефти газа пропан-этан-метановый. Доля метана составляет 69,5%, доля тяжелых углеводородов превышает 18%. В газе присутствуют сероводород (1,8%), азот (1,2%) и углекислый газ (1,15%). Растворенный газ в нефти залежей КТ-I содержит до 64% метана, 12,5 этана, 8,5% пропана, 6,3% бутана, 1,26% сероводорода и незначительное количество азота.

Конденсат плотностью 735 г/м3 содержит 1,1 % серы, имея парафиново-нафтеновую основу. Потенциальное содержание конденсата 34,5 г/м3. Свободный газ по составу метановый (90,5%), содержит 5,25% этана, 1,37% пропана и незначительное количество более высоких гомологов. В газе присутствуют: гелий (0,12%), сероводород (0,39%) и азот (1,23%). Пластовые воды месторождения хлоркальциевого типа с минерализацией 68-97 г/л в толще КТ-II и 111-122 г/л в КТ-I, плотностью 1080-1120 кг/м3.

Воды содержат высокие концентрации микрокомпонентов: йода (18-55 мг/л), брома (184 мг/л), стронция (106-537 мг/л), а также литий, рубидий. Режим работы залежей упруговодонапорный. Месторождение подготовлено к промышленному освоению.