Актуальность исследования состоит в существовании проблемы недостаточности информации при сборе и анализе геологических и физико-химических свойств разрабатываемых залежей. В частности, такая проблема касается анизотропии проницаемости, значение которой можно узнать первоначально лишь на основе керновых данных, получаемых в результате бурения с керноотборниками. Зачастую данная операция является затратной для недропользователя. Однако при построении геолого-гидродинамической модели величина анизотропии проницаемости является одной из ключевых характеристик пласта и значительно влияет на его поведение. В цели данной работы входило провести подбор оптимального значения вертикальной анизотропии на основе доступных данных и предложить варианты по улучшению существующей системы разработки в ходе гидродинамических расчётов анизотропной модели. Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Томской области, состоящее из терригенных отложений. Особенностью месторождения является его месторасположение в системе сложных локальных поднятий разного порядка. Основной продуктивный коллектор представлен юрскими отложениями, сформировавшимися в регрессивно-трансгрессивную серию осадконакопления и имеющими сложное распределение фильтрационно-емкостных свойств. Методы: изучение особенностей течения флюидов в пористой среде, измерение и подбор значения вертикальной анизотропии проницаемости, а также проведение гидродинамических вычислений с учётом предлагаемых улучшений системы разработки. В результате исследования удалось узнать, что повышение значения вертикальной анизотропии не всегда приводит к увеличению выработки запасов в зоне работы скважины. Так, при значении вертикальной анизотропии 0,5 величина накопленной добычи нефти составила 1,968 млн м³, в то время как для значения 0,86 эта величина равнялась 1,913. Такой результат связан с геологическими особенностями продуктивного пласта и подчеркивает важность влияния анизотропии проницаемости. Кроме этого, выполнены гидродинамические расчёты на изотропной и анизотропной моделях, позволившие выделить оптимальные варианты оптимизации текущей системы разработки. Коэффициент извлечения нефти для изотропной модели составил 23,4 %, а для анизотропной модели – 22,8 % относительно размера извлекаемых геологических запасов. Таким образом, полученная разница в 0,6 % вновь показывает важность явления анизотропии проницаемости и необходимость как можно бо́льшего количества данных.