Актуальность работы. Значительная доля разрабатываемых нефтяных активов, приуроченных к карбонатным сложнопостроенным объектам, заметно возросла как на территории России, так и в Пермском крае. Достоверное знание параметров трещинно-порового типа коллектора позволяет уточнить действующие геолого-гидродинамические модели, подобрать рациональную систему разработки, регулировать процессы разработки и обеспечить для данного пласта оптимальные геолого-технические мероприятия. При построении и адаптации геолого-гидродинамических моделей нефтяных месторождений, особенно относящихся к сложнопостроенным карбонатным коллекторам, важное значение имеет знание как горизонтальной, так и вертикальной проницаемости (параметра анизотропии). При создании геолого-гидродинамических моделей карбонатных объектов месторождений Пермского края зачастую вертикальную проницаемость принимают равной нулю, хотя это далеко не так. Определение вертикальной проницаемости (параметра анизотропии), ее динамика при изменении пластового и забойного давлений и использование в геолого-гидродинамических моделях является актуальной задачей, которая позволит повысить качество и достоверность использования цифровых моделей для расчета и прогнозирования процесса добычи нефти. Цель: совершенствование геолого-гидродинамических моделей с учетом использования показателя анизотропии проницаемости. Объект: карбонатная фаменская залежь Гагаринского месторождения. Методы:обработка данных геолого-промысловых исследований; использование гидродинамического симулятораTempest версии 8.3.1 компании Roxar. Результаты. По предложенной в статье методике определения параметра анизотропии обработаны 252 исследования, проведенные на добывающих и нагнетательных скважинах фаменской залежи Гагаринского месторождения. Для каждой литолого-фациальной зоны построена зависимость показателя анизотропии проницаемости от забойного давления. Для прогнозирования и оценки эффективности применяемых геолого-технических мероприятий и технологических показателей разработки авторами статьи модифицирована геолого-гидродинамическая модель с учетом полученных зависимостей об изменении параметра анизотропии. С помощью модифицированной гидродинамической модели удалось значительно улучшить адаптацию как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам. Таким образом, повысилось качество и достоверность цифровой модели фаменской залежи Гагаринского месторождения для расчетов и прогнозирования процесса добычи нефти.