До рідин на вуглеводневій основі відносяться вапняно-бітумні, нафтові і різного типу інвертні дисперсні системи, які є дво- чи трифазними багатокомпонентними сумішами із зовнішньою вуглеводневою фазою. Для їх емульгування і стабілізації використовують, як правило, низько- чи високомолекулярні органічні ПАР, рідше – високодисперсні неорганічні речовини (крейда, аеросил, вапно та ін.). Серед них найбільшого поширення як блокувальні рідини набули обернені емульсії з підвищеним вмістом води (50-70%), стабілізовані емульталом (суміш складних ефірів триетиноламіну і талового масла), ЕС-2 (продукти взаємодії кубових СЖК і декстраміну), “Нафтохімом” (продукт конденсації поліетиленполіаміну і кислот легкого талового масла), сумішшю оксиамідів, моноамідів і солей синтетичних жирних кислот кубового залишку і етилендіаміду чи поліетиленполіаміну.

Використання обернених емульсій як блокувальних рідин грунтується на тому, що дисперсія води, яка утворюється у вуглеводнях з розміром глобул 10-20 мкм, ефективно перекриває колектор з розмірами фільтраційних каналів понад 100 мкм, а у випадку проникання в продуктивний пласт – легко витісняється з нафтопровідних каналів спорідненою їй вуглеводневою пластовою рідиною, яка надходить під час освоєння свердловини.

Широке застосування обернених емульсій на основі нафт на родовищах Татарстану, Комі і Західного Сибіру показало їх високу ефективність. Після проведення ремонтних робіт ці свердловини вводяться в експлуатацію без додаткових витрат часу і засобів на освоєння. Дебіти їх близькі до доремонтних, а в окремих випадках і значно їх перевищують завдяки додатковому очищенню привибійної зони пласта від асфальтено-смоло-парафінових відкладів.

Спроби впровадження емульсійних розчинів цього типу на газових і газоконденсатних свердловинах Уренгойського родовища бажаного результату не дали. Після глушіння інвертно-емульсійним розчином свердловину № 1853 освоїти не вдалося, а на газоконденсатній свердловині № 2356 – довелося проводити повторне глушіння глинистим розчином. Ці невдачі пов’язані, перш за все, з низькою тривкістю одержуваних емульсій через недостатню поверхневу активність і низьку стабілізуючу здатність використаних ПАР у системі газоконденсат – ПАР – вода. Внаслідок цього відбувається руйнування і повна фільтрація розчину в продуктивний пласт вже під час руху по стовбуру свердловин, особливо за підвищених температур (70°С). З іншого боку, в газових свердловинах з добрими колекторськими властивостями пласта, наприклад, в умовах сеноманського покладу Уренгойського родовища, можливі випадки розгазування обернених емульсій і наступної глибокої фільтрації фаз, які розділилися, разом із протискувальною рідиною в продуктивний пласт, що призводить до збільшення строків освоєння свердловин, зниження їх продуктивності і повільного виходу на технологічний режим.

Аналогічні труднощі притаманні способам глушіння свердловин технічною чи мінералізованою водою з попереднім блокуванням продуктивного пласта вуглеводневими розчинами ПАР і міцелярним розчином. Блокувальна суміш нафти чи нафтопродукту з 1-2 % емульталу, 3-4 % дегідратованого поліаміду і 3-4 % катаміну не може бути ефективною, оскільки ці ПАР характеризуються високим міжфазним натягом (1-23 мН/м), припустиме самовільне утворення в нафтовому пласті емульсій – малоймовірно, а в газових свердловинах і зовсім виключається.

Навпаки, міцелярні розчини, що містять 24% розчин нафтового сульфонату натрію (31%), ізопропіловий спирт (1%), нафту (8%) і воду (60%) чи нейтралізований чорний контакт і пластову воду, забезпечують досягнення міжфазного натягу на межі розділу з нафтою до 10^-2-10^-3 мНм. Це і давало змогу збільшити продуктивність свердловин у 1,6-1,8 разів. Одержаний ефект досягається, перш за все, за рахунок виділення води з привибійної зони пласта. Разом з тим, цілком очевидно, що у свердловинах з низьким пластовим тиском і високою проникністю можливим є глибоке проникання міцелярного розчину разом з протискувальною водою в продуктивний пласт. Це може призвести до ускладнень під час подальшого освоєння свердловин і втрати доремонтних дебітів. Крім того, використання як рідини глушіння пластової води чи розчину хлористого кальцію високої густини сприяє змішуванню їх з блокувальним мікроемульсійним розчином, що призводить до руйнування останнього і виділення з нього води зі всіма наслідками, які звідси витікають. Поряд з труднощами створення і складністю приготування мікроемульсій, які відповідають геолого-фізичним умовам конкретного родовища, дефіцитність і висока вартість хімічних речовин, які входять до їх складу, а також складність приготування в польових умовах, роблять цей спосіб нетехнологічним і економічно невиправданим.

Отже, найбільш ефективними для глушіння і консервації свердловин є блокувальні системи на вуглеводневій основі. Кращими з них є олеофільні дисперсні системи, тобто інвертні системи, які містять понад 50 % водної фази, потрубують невеликих кількостей вуглеводнів та ПАР, але разом з тим, їм властиві колоїдно-хімічні і технологічні властивості, що легко піддаються керуванню.