Как известно, нефть двигается по пласту-коллектору к добывающей скважине под действием перепада давления. Движение происходит при условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины.В начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно для обеспечения притока нефти к скважине. Впоследствии пластовое давление постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных мероприятий (организация закачки воды, газа и т.п.)
При упругом режиме разработки залежи происходит расходование упругой энергии пласта (происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих жидкостей). По мере отбора нефти скважиной давление, а вместе с ним и запас упругой энергии на ее забое и в прилежащей области, уменьшаются. Нефть и породы здесь оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжение отбора нефти ведет к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины (либо вокруг залежи).
Теорию упругого режима применяют для решения следующих задач разработки нефтяных залежей.
1. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД).
2. Определение параметров пласта между скважинами А и Б по кривой изменения давления в реагирующей скважине А после изменения режима работы возмущающей скважины Б.
3. Определение давления на первоначальном контуре нефтеносности залежи при известном поступлении воды из законтурной области или определение объема воды, поступающей в залежь, при известном изменении давления в ней.
Важно знать изменение с течением времени давления на первоначальном контуре нефтеносности. Оно позволяет прогнозировать перевод скважин с фонтанного на механизированные способы эксплуатации, определять время, когда давление в залежи снизится до давления насыщения нефти газом. При этом начнется разгазирование нефти в залежи и развиваться режим растворенного газа, а затем и газонапорный режим (со стороны газовой шапки). Последние допускать крайне нежелательно, так как при этих режимах низок коэффициент нефтеотдачи.
Обычно начало нагнетания воды в залежь, осуществляемое для поддержания давления в ней и вытеснения нефти к скважинам, начинается не с начала разработки, а с запаздыванием. Важно знать, в течении какого времени допустимо разрабатывать месторождение без поддержания давления в нем, чтобы не успели развиться не эффективные режимы растворенного газа и газонапорный.
При упруговодонапорном режиме в залежь поступает законтурная и подошвенная вода. Приток ее к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатых воды, нефти и скелета породы пласта, так и напором продвигающейся в залежь воды из законтурной зоны. Продвижение воды замедляет падение пластового давления, что благоприятно влияет на дебиты и число скважин, необходимое для обеспечения запланированного отбора из залежи, на продолжительность фонтанной эксплуатации и другие технологические параметры.
Однако имеются и негативные последствия. Неоднородность продуктивных отложений по толщине и неравномерность их дренирования по разрезу приводят к продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, что вызывает преждевременное обводнение скважин. В результате осложняется эксплуатация скважин, появляется необходимость отделять нефти от воды и сброса ее в специальные скважин, ухудшаются технико-экономические показатели разработки.
Для установления режима разработки залежи используют данные об изменении давлений (уровней) в пьезометрических скважинах. Реакция водоносного бассейна на процесс разработки залежи – падение давлений (уровней) в системе пьезометрических скважин часто свидетельствует о поступлении воды в залежь.
Прогнозирование показателей разработки месторождений при упруговодонапорном режиме отличается тем, что в результате продвижения подошвенной или контурной вод происходит уменьшение нефтенасыщенного объема и замедление темпа падения пластового давления.
Величина суммарного объема внедрившейся в залежь пластовой воды Qв(t) зависит от: фильтрационных параметров нефтяной залежи и ее формы; темпа отбора флюидов; размеров водоносного бассейна и запасов его упругой энергии, применяемой системы разработки, вскрытия пластов и размещения эксплуатационных скважин; последовательности ввода в разработку высоко– и низкопроницаемых участков залежи т. д.
При исследовании водонапорного режима Ван Эвердинген и Херст аппроксимировали (приближенно представляли) залежь, имевшую форму, близкую к круговой, укрупненной скважиной. Для случая, когда залежь радиусом R3 дренирует однородный водоносный пласт с постоянным по времени дебитом воды qв=const, они получили формулу, описывающую изменение во времени давления на контуре залежи:
где 
; h, k и 
– толщина, проницаемость и пьезопроводность водоносного пласта; mв – коэффициент динамической вязкости воды; 
– табулированная функция параметра Фурье f0.
Для случая, когда укрупненная скважина эксплуатируется с постоянным противодавлением на водоносный пласт Dр = рн – р(Rз), суммарное количества воды Qв, которое поступит в залежь к моменту t, определяется найденным Ван Эвердингеном и Херстом выражением:
, (4.2)где 
– табулированная функция параметра Фурье f0.
Таблицы функций p(f0) и 
составлены для случаев бесконечного по протяженности, конечного замкнутого и открытого водоносного пласта. Водоносный пласт принимается за бесконечный при условии Rk / R3 ³ 20, где Rk – радиус внешней границы пласта.
Решения (4.1) и (4.2), полученные для случаев qв = const и Dр = const, используются, благодаря принципу суперпозиции, для переменных во времени граничных условий на забое укрупненной скважины.