Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение НГКМ расположено в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска в Мирнинском районе Якутии.
Открыто в 1970 г.
Входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию (НГП) и приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.
Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс (ПТК) стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского периода геохронологической шкалы.
Промышленные притоки нефти и газа связаны с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к карбонатным отложениям осинского и терригенным коллекторам парфеновско- ботуобинского и улаханского горизонтов.
Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.
Залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит.
В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 - нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта 60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м.
Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора - 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, нефтяной оторочки - от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке.
Залежь пласта В12 - газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная - локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется в интервале 0 - 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.
На Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 - на Ботуобинский горизонт и 17 - на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации.
На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт, которые готовы к эксплуатации. На Курунгском участке недр пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована.
В непосредственной близости от Среднеботуобинского НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское НГКМ и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.
Плотность нефти 867 кг/м3.
Содержание серы 0,89%.
Считается, что здесь в период 1976 - 1987 гг были произведены 6 ядерных взрывов мощностью 15 килотонн для интенсификации добычи нефти и 1 взрыв мощностью 3,2 кт для создания подземного нефтехранилища.
Лицензиями на участки недр Среднеботуобинского месторождения владеют:
- Центральный блок - Таас-Юрях Нефтегазодобыча - дочка Роснефти;
- Северный блок - АЛРОСА-Газ;
- Восточные блоки ( площадь участка недр -385,5 км2) - РНГ ( лицензия ЯКУ 04493 НЭ от 03.09.2015 г. выдана до 31.12.2029 г.).
Среднеботуобинское НГКМ входит в 3ку самых крупных активов Роснефти в Восточносибирском нефтяном кластере.
По состоянию на 1 января 2016 г извлекаемые запасы месторождения по категории АВС1+С2 составляют 166 млн т нефти и газового конденсата, и 180 млрд м3 газа.
Планы разработки месторождения предусматривают выход на полку добычи на уровне 5 млн т/год нефти.
В промышленную эксплуатацию введено в 2013 г.
В 2016 г Роснефть завершила формирование международного консорциума на базе Таас-Юрях Нефтегазодобычи.
Летом 2016 г в рамках реализации программы эксплуатационного бурения на месторождении были запущены в эксплуатацию 4 дополнительные буровые установки российского производства.
В декабре 2016 г, Таас-Юрях Нефтегазодобыча получит налоговые льготы Якутии по имуществу и налогу на прибыль.
В январе 2017 г завершено строительство линейной части магистрального нефтепровода (МНП) увеличенной мощности для транспортировки нефти от месторождения до МНП Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).
