В условиях разработки газонефтеводяной зоны (ГНВЗ) ботуобинского горизонта Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения одной из ключевых проблем является рост газового фактора (ГФ), обусловленный отсутствием надёжных флюидоупоров между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а также неравномерной депрессией вдоль протяжённого горизонтального ствола. На примере скважины-кандидата с локализованным притоком газа в пяточной зоне горизонтального участка показано, что традиционные методы ограничения газопритока не решают проблему неравномерной выработки запасов и приводят к сокращению эффективной длины дренирования. В работе предложена нестандартная технология, применяемая на СБНГКМ впервые - применение пакерной компоновки для выравнивания профиля депрессии вдоль горизонтального ствола без полной изоляции интервала. Рассмотрены два технических варианта реализации: с механическим пакером в эксплуатационной колонне и с чашечным пакером в хвостовике. По результатам гидродинамического моделирования внедрение предложенной компоновки позволяет сместить точку максимальной депрессии к середине горизонтального участка, выровнять профиль притока, вовлечь в разработку ранее недренируемые запасы и обеспечить прирост дебита нефти на 9 т/сут при одновременном снижении газового фактора. Предложенная технология представляет собой эффективный инструмент оптимизации профиля притока в условиях высокого газового фактора, способствуя продлению срока рентабельной эксплуатации горизонтальных скважин и повышению коэффициента извлечения углеводородов.