З аномально високим пластовим тиском
Перед розкриттям таких пластів для попередження газонафтоводопроявів свердловину заповнюють промивальною рідиною з виконанням наступної умови:
, (1.15)
де 
- коефіцієнт тиску поглинання промивальної рідини;
- відносна густина промивальної рідини до води;
- коефіцієнт аномальності пластового тиску.
Чим більший пластовий тиск, тим менша, зазвичай, різниця між і . Тому досить часто гідростатичний тиск стовпа промивальної рідини виявляється близьким до тиску поглинання (гідророзриву або розкриття природних тріщин). Під час буріння диференційний тиск збільшується за рахунок гідродинамічної складової, а під час СПО – за рахунок ефекту поршнювання. Це збільшує небезпеку проникнення в породи-колектори фільтрату та твердих частинок і, як наслідок, призводить до забруднення продуктивного пласта. Чим менша густина пластової рідини і більша товщина продуктивного пласта, тим більша різниця між коефіцієнтом аномальності пластового тиску в покрівлі і підошві продуктивного пласта. При великій товщині продуктивного пласта на нижню частину буде діяти значно більший диференційний тиск, ніж на верхню
(1.16)
Оскільки пластовий тиск сталий , а статичний та гідродинамічний збільшуються то відповідно зростає і диференційний. Тому завдання попередження забруднення продуктивних пластів в таких випадках, на стільки ж актуальне, як і для низьких значень коефіцієнтів аномальності пластових тисків. Основний шлях вирішення завдання – підтримання в період розкриття продуктивного пласта мінімального диференційного тиску.
Найбільша небезпека при розкритті таких пластів пов’язана з можливістю поступання пластового флюїду у промивальну рідину. Промивальна рідина може насичуватись флюїдом:
- разом з уламками гірської породи, які насичені флюїдом;
- у результаті дифузії;
- у результаті гравітаційного заміщення легкої пластової рідини у крупних порожнинах, розкритих свердловиною важчою промивальною рідиною;
- у результаті припливу з пласта у тих випадках, коли допущено зниження вибійного тиску (при швидкому підійманні бурового інструменту, підіймання долота з сальником, при тривалій відсутності циркуляції промивальна рідина ”зависає”, порушення технології буріння).
Легша пластова рідина, особливо газ, намагається переміститись по кільцевому простору свердловини вверх. Якщо устя свердловини відкрите, то в процесі підіймання газу він буде розширюватись, витісняючи промивальну рідину з кільцевого простору. Врешті-решт порція промивальної рідини поверх газової пачки витісняється через устя і вибійний тиск різко падає, що призводить до інтенсивного поступання нової порції флюїду і розпочинається неконтрольований приплив, який може перейти у відкрите фонтанування. Тому відновлювати промивання свердловини у випадку розгазовування промивальної рідини можна тільки при загерметизованому усті свердловини.
Якщо устя свердловини закрите, то газ підіймається по кільцевому простору з початковим пластовим тиском. При цьому тиск на вибій поступово зростає і у найслабших гірських породах може відбутись гідророзрив з поглинанням промивальної рідини, зменшенням протитиску на вибій і, як наслідок, неконтрольованим флюїдопроявленням. Тому розкриття продуктивних пластів з високими значеннями пластових тисків необхідно проводити зі спеціальним обладнанням устя свердловини і виконанням вимог технології буріння.