САИТОВСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Находится на территории Дюртюлинского и Кушнаренковского районов, в 20 км к Ю. к г. Дюртюли. Открыто в 1957, разрабатывается с 1968. Тектонически С.н.м. располагается на С.‑З. Бирской седловины, в зоне пересечения с Серафимовско-Чекмагушевским конседиментационным грабенообразным прогибом, в пределах сев.-вост. верхнетурнейского борта Актаныш-Чишминского прогиба Камско-Кинельской системы, на вост. окончании Чекмагушевского и на зап. ветви Андреевского валов. Промышленно нефтеносны: песчаные отложения тульского горизонта терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) – пласт СVI0; бобриковско-радаевского горизонта; карбонатные отложения турнейского яруса; отложения терригенной толщи девона – пласты тиманского (кыновского) и пашийского горизонтов – пласт DI. Установлено 10 продуктивных пластов и пачек и 39 залежей нефти. В 19 (преимущественно структурно-литологических) залежах бобриковско-радаевского горизонта сосредоточено 41,3% суммарных извлекаемых запасов, а в 6 (преимущественно литологически ограниченных) залежах кыновского горизонта – 50,3%. Коллекторы бобриковско-радаевского горизонта – песчаники кварцевые, преимущественно мелкозернистые, с поровым типом пустотности. Пористость – 18–21%, проницаемость – 0,123–0,562 мкм2. Коллекторы кыновского горизонта – песчаники кварцевые мелкозернистые, слабо отсортированные, прерывистые, пористостью 17 %, проницаемостью до 0,148мкм2. Коллекторы турнейского яруса сложены известняками глинистыми с пористостью 11%, проницаемостью 0,018 мкм2. Пластовые нефти ТТНК вязкие и повышенной вязкости (15,8–22,3 мПа∙с), девонские – повышенной вязкости (30,7–46,7 мПа∙с). Содержание серы 3,0–4,0%, парафинов – 0,5–4,2 %. Повышенное содержание смол – до 23,13% и асфальтенов – до 5,74%. Газосодержание от 11,7 (у нефтей ТТНК) до 17,2 м3/т (у кыновских нефтей). Пластовые воды хлоркальциевого типа, плотностью 1,17–1,19 г/см3. Разрабатывается НГДУ “Чекмагушнефть”.