тиск Пласта, тиск, під яким знаходяться рідина (нафта, вода) і газ, що насичують поровоє простір і (або) тріщини колекторів нафтових і газових родовищ. П. д.— найважливіший параметр, що характеризує енергію нафтоносних, газоносних і водоносних пластів (див. Енергія пласта ) ; до початку розробки покладу воно в більшості випадків приблизне дорівнює гідростатичному тиску (тиск стовпа води, рівного по висоті глибині залягання). П. д. зазвичай збільшується приблизно на 0,1 Мн/м 2 через кожних 10 м-код глибини; проте зустрічається багато родовищ, в яких початкове П. д. не відповідає гідростатичному тиску. Освіта, зміна і стан П. д. у нафтових і газових родовищах залежать в основному від гідростатичного, геостатічеського (визначається масою вищерозміщеної товщі гірських порід), геотектонічного (утворюється в пластах в результаті тектонічних процесів) тиску, наявності доріг, що повідомляють пласти з різним тиском, хімічної взаємодії вод і порід, а також вторинних явищ цементації пористих проникних пластів.
При експлуатації свердловин в зоні їх забоїв утворюються області зниженого тиску. Тиск на забоях свердловин при їх роботі називають динамічним, а при зупинці — статичним. В процесі розробки покладу (якщо не застосовуються методи підтримки тиску) П. д. знижується. Для зіставлення П. д. у різних точках пласта його відносять до якої-небудь одній плоскості. За таку плоскість приймають зазвичай умовну плоскість — первинне положення водонефтяного контакту в пласті. Зміни П. д. в процесі експлуатації родовищ постійно реєструються. Це дозволяє судити про процеси, що відбуваються в пласті, і регулювати розробку родовищ. П. д. визначається шляхом вимірів в свердловинах глибинними манометрами.
