1. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах Δр, lg t (рисунок 3.1). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами Δp1, lg t1 и Δp2, lg t2 и определяется угловой коэффициент прямой: 
(3.5)
Рисунок 3.1 — Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах
Начало и конец выбранного прямолинейного участка на кривой Δp, lg t должны отвечать неравенствам
,(3.6) 
(3.7)
где Rк — радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами).
Указанные пределы (3.6), (3.7) при выборе прямолинейного участка способствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия скважин (в конце кривой).
При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта.
Измеряется отрезок В на оси Δp от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.
2. Проводят обработку данных КВД
а) определяется угловой коэффициент прямой
;(3.8)
o по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта ε: 
(3.9)
o определяют подвижность нефти в пласте k/μ: 
определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины: 
(3.11)
б) измеряется отрезок В на оси Δp от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна:
(3.12)
o определяют Χ/rc2 
(3.13)
o определяют пьезопроводность пласта Χ:
— если скважина совершенная и rc известен по долоту то,
(3.14)
— если скважина несовершенная, то Χ определяют по формуле Щелкачева
, (3.15)
где βж — коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости; βс — коэффициент объёмный упругости пористой среды; m — коэффициент пористости.
Параметры, входящие в формулу (3.15) могут быть определены в лабораторных условиях.
o по величине Χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство 
(3.16)
o дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины: 
,где βн — объемный коэффициент нефти; yнпов — плотность нефти в поверхностных условиях.
По форме КВД в координатах Δp(t)–ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой):
Зона III: линия 1 — ε2=ε3, линия 2 — ε2<ε3, линия 3 — ε2>ε3, линия 4 — ε=0
Искривления реальной КВД позволяют определить границы зон с различными свойствами
Причины искривления реальной КВД:
В зоне I:
o влияние притока жидкости после остановки скважины;
o нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины;
o нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;
o неизотермическое восстановление давления;
o наличие свободного газа в объеме скважины;
o ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной.
В III зоне:
o неоднородность пласта по простиранию (уменьшение угла наклона — улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с удаленной — линия 2, увеличение угла наклона — ухудшение коллекторских свойств — линия 3);
o наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) — линия 4.
II зона:
o средний участок — по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т. к. Pc стремится к Pпл, т. е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина — источник постоянной интенсивности; пласт — бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину.
Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для:
1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений.
2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП).
3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.