Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах Δр, lg t (рисунок 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.
3. 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: 
(3.10)
o 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):
К числу причин, искажающих форму кривых восстановления давления, следует отнести влияние границ пласта, нарушение геометрии потока в призабойной зоне скважины, приток жидкости в скважину после ее остановки, нарушение режима работы скважины перед остановкой, а также неизотермичность режима восстановления давления. Кроме того, необходимо иметь в виду, что рассматриваемые модели не описывают самый начальный участок изменения давления уже в силу приближенности используемых формул. Все эти факторы затрудняют интерпретацию КВД. Влияние границ пласта. Предположение о бесконечности пласта не соответствует действительности. Однако периоды времени, необходимые для проведения обычных гидродинамических исследований невелики и за этот период влияние границ в большинстве своем практически не ощутимо.
На рис.12 приведены безразмерные КВД, полученные в бесконечном круговом пласте (кривая 1), в замкнутом круговом пласте радиуса 300 м (кривая 2) и в круговом пласте радиуса 300 м с постоянным давлением на контуре (кривая 3). Расхождение начинается около 6 часов, если параметры равны rc=0.1 м, κ=1 м2/с.
Сейсморазведка
Сейсмический метод исследований (сейсморазведка) основан на изучении особенностей прохождения искусственно созданных упругих колебаний через толщи горных пород, характеризующихся различной плотностью и различной скоростью распространения сейсмических волн. Метод является в первую очередь количественным, т.е. позволяет определить глубины залегания поверхностей раздела между отличными по своим упругим свойствам горными породами. На основании данных о глубинных залеганиях этих поверхностей могут быть сделаны геологические построения, в том числе и имеющие непосредственное гидрогеологическое или инженерно-геологическое приложение. Наиболее важное значение сейсмический метод имеет для поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. Предварительные сейсморазведочные работы дают возможность найти благоприятную для накопления нефти и газа структуру (ловушку) на большой глубине, определить её основные геометрические элементы и с очень большой достоверностью правильно ориентировать расположение глубоких разведочных скважин. Несмотря на высокую абсолютную стоимость сейсморазведочных, работ, они во много раз дешевле глубокого разведочного бурения.
Основные из методов, характерные для нефтегазовой сейсморазведки, приведены в ниже размещённой таблице.