Під час створення блокувальних систем на водній основі основним є надання їм тривкості й антифільтраційних властивостей. У більшості це досягається структуруванням мінералізованих водних розчинів колоїдними (аеросил, бентоніт, крейда, гідроксид магнію та ін.) і полімерними (КМЦ, ПАА, ГЕЦ, ПВС, ферохромлігносульфонати, крохмаль, гуарова смола, поліакрилати та ін.) матеріалами.

Найбільше застосування знайшли водні розчини карбоксилметилцелюлози (КМЦ) різних типів (марок): КМЦ-400; КМЦ-500; КМЦ-600, а також сірогель. Буферні рідини готують шляхом розчинення КМЦ у воді або у сольовому розчині, густина якого вибирається з урахуванням того, що 5-6 % додатку КМЦ підвищує густину розчину на 30 кг/м³. Доцільно, щоб густина буферної рідини була дещо більшою від густини рідини глушіння чи промивальної рідини з метою уникнути гравітаційного перемішування і розрідження буферного об’єму у стовбурі свердловини.

Практикою глушіння свердловин встановлено, що динамічний коефіцієнт в’язкості буферної рідини в межах (1-2) Па×с достатній з метою ефективного зниження приймальності поглинаючих пластів. У разі великих поглинань рідини глушіння, коли застосування розчинів КМЦ малоефективне, як буферні рідини можна застосовувати в’язкопружні суміші (ВПС).

Наприклад, на родовищах Північного Кавказу під час глушіння свердловин неструктурованими системами в зону фільтра і частково у привибійну зону закачують водний розчин КМЦ з додатком ПАР та інших допоміжних речовин (технічний гліцерин, моноетаноламін). Однак, ці речовини мають низьку термотривкість і високу чутливість до солей. У разі вмісту NaCl у пластовій воді понад 100 г/л і температури вище 45°С різко знижується в’язкість розчинів і збільшується їх фільтрація в пласт, а в присутності йонів лужноземельних металів погіршуються не тільки структурно-механічні властивості розчинів, але й відбувається необоротне закупорювання пористого середовища в результаті втрати розчинності та адсорбції полімеру на породі. Ці ж недоліки, хоч і дещо меншою мірою, характерні і для систем на основі поліакриламіду та інших акрилових полімерів.

На нафтових родовищах Західного Сибіру для тимчасового усунення гідродинамічного зв’язку продуктивного пласта зі свердловиною широко застосовувались гелеподібні композиції, в’язкопружні гелі (ВПГ) чи суміші (ВПС) на основі ПАА (2,3%), біхромату (гіпосульфату) натрію (2-6 г/л) чи гексарезорцинової смоли і формаліну. Характерною особливістю цих систем є висока рухомість вхідних композицій, пружність хімічно зшитих макромолекулярних ланцюгів, їх здатність зберігати просторову структуру в разі значних деформацій і відновлювати її після зняття зусиль. Істотним недоліком цих та інших гелеподібних систем є непередбачуваність поведінки вхідних компонентів у пластових умовах, неможливість, у зв’язку з цим, цілеспрямованого регулювання тривалості гелеутворення і трудність подальшого (після завершення ремонтних робіт) повного видалення ВПС.

Серед блокувальних рідин на водній основі виділяють групу розчинів з конденсованою твердою фазою (гідрогелеві розчини), тиксотропна структура яких створюється дисперсною фазою, яка конденсується безпосередньо в рідині. Наприклад, оброблення лугом водного розчину хлориду магнію супроводжується утворенням нерозчинного гідроксиду магнію.

Під час капітального ремонту свердловин на Оренбурзькому газоконденсатному родовищі як блокувальна рідини використовується гідрогелемагнієвий розчин, який одержується шляхом змішування розрахованої кількості хлориду магнію, пластової води кунгурського ярусу чи ропи ір’єнського горизонту з додаванням бішофіту і каустичної соди, крохмалю й азбестової крихти у теплій воді з подальшим витримуванням протягом 2-3 діб для гелеутворення. Середня витрата гідрогелю магнію на свердловино-операцію складає 21,1 м³, технічної води 108 м³, тобто в середньому на 60 % перевищує розрахунковий.