Актуальность. Геолого-гидродинамическое моделирование является неотъемлемой частью проектирования разработки месторождений. Процесс адаптации геолого-гидродинамической модели к историческим показателям разработки является многоитерационным и сопровождается наличием высокой степени неопределенности геологических параметров. От качества адаптации модели напрямую зависит достоверность прогнозных показателей, на основании которых принимаются ключевые проектные решения. Одним из основных макропараметров при адаптации модели является вид кривых относительных фазовых проницаемостей. Оптимизация настройки данного макропараметра позволит существенно сократить затраты ресурсов и времени при адаптации геолого-гидродинамической модели. Цель. Разработка подхода автоматической настройки кривых относительных фазовых проницаемостей. Методы. Геолого-гидродинамическое моделирование, математическое моделирование, статистические методы. Результаты и выводы. Представлен подход автоматической настройки кривых относительных фазовых проницаемостей под динамику разработки залежи. Реализация подхода выполнена в виде машинного кода на языке программирования Python. Первичная апробация проведена на шести залежах с терригенным и карбонатным типом коллектора месторождений Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций. Отмечена высокая сходимость фактических кривых относительных фазовых проницаемостей, настроенных в процессе многоитерационной адаптации гидродинамической модели, с расчетными модельными кривыми. На следующем этапе проведена апробация методики на сложнопостроенном карбонатном объекте с высокой вязкостью флюида. Установлено, что в рамках одной итерации удалось с высокой степенью сходимости настроить интегральные параметры добычи нефти и обводненности. Разработанный подход позволяет значительно сократить время настройки кривых относительных фазовых проницаемостей на динамику разработки залежи путем использования разработанного программного модуля.