Актуальность работы. Трудноизвлекаемые запасы уже сейчас являются одним из основных источников углеводородов для нефтедобывающей промышленности. Для разработки месторождений с низкопроницаемыми, неоднородными коллекторами отлично зарекомендовал себя метод гидроразрыва пласта, однако он не всегда способен обеспечить удовлетворительные уровни рентабельности и добычи ценных углеводородов. Применение горизонтальных скважин совместно с многозонным ГРП позволяет значительно увеличить площадь контакта с нефтенасыщенным пластом, обеспечить максимальный охват выработкой и тем самым сократить время разработки и снизить затраты на добычу нефти. При этом стоимость строительства подобных скважин выше стоимости наклонно-направленных скважин, в связи с чем необходим тщательный подход к вопросу выбора оптимальных параметров для данной технологии. Цель исследования: проведение анализов работы уже пробуренных горизонтальных скважин с многозонным гидроразрывом пласта и эффективности его применения на Приобском месторождении, а также сопоставление показателей работы этих скважин с наклонно-направленными скважинами. Методы исследования: анализ работы опытного участка Приобского месторождения, математическое моделирование притока флюида к трещинам гидроразрыва пласта. Результаты. На основе аналитических зависимостей произведен расчет дебита жидкости для скважины с заданными параметрами закрепленной полудлины трещины и протяженности горизонтального ствола от числа трещин. При числе трещин больше 8 значительного прироста дебита не наблюдается, и при дальнейшем росте числа гидроразрывов пласта происходит выполаживание графика. При значительном количестве гидроразрывов пласта влияние размеров трещин существенно снижается. В большей степени влияние оказывает протяженность горизонтального ствола скважины. А оптимальное количество стадий гидроразрывов пласта лежит в пределах от 8 до 10 в зависимости от длины горизонтального участка.