滑溜水压裂液是页岩气等油气开发的核心工作液，其低粘度特性虽有利于返排，但需通过添加剂实现动态增粘以提高携砂能力。高分子量聚丙烯酰胺（PAM）因其独特的分子结构和多

重增粘机制，成为滑溜水体系中的关键增粘剂。  

化学增粘：分子网络与氢键协同作用

高分子量PAM的增粘核心在于其长链分子在水中形成的三维网络结构。当PAM溶解于滑溜水时，其分子链通过酰胺基团与水分子形成大量氢键，同时分子链间因范德华力相互缠绕，构

建出稳定的物理交联网络。这种网络结构显著增加了液体流动阻力，从而提高粘度。研究表明，分子量超过1500万的PAM在0.1%-0.3%浓度下即可使滑溜水粘度提高3-5倍。此外，

PAM的吸附架桥作用可吸附分散的固体颗粒，进一步强化网络稳定性。  

物理增粘：颗粒分散与空间位阻效应

单纯依赖化学增粘可能无法满足复杂工况需求，因此需结合物理增粘机制。在滑溜水中引入硅藻土或纳mi二氧化硅等固体颗粒，可与PAM形成“化学-物理”复合体系。PAM分子链吸

附于颗粒表面，通过桥接作用将颗粒连接成微团聚体，占据更多空间并xian制流体分子运动，产生空间位阻效应。实验数据显示，添加1%硅藻土与0.2% PAM的复配体系，粘度较单一

PAM提高约40%。此协同效应尤其适用于高温高压环境，可弥补PAM在极端条件下分子链断裂导致的粘度衰减。  

复合增粘体系的优化策略

为进一步提高协同效率，需从以下三方面优化：  

• 分子量与浓度的平衡：高分子量PAM（>1800万）虽增粘xiao果显著，但溶解速度慢。采用“分批投加+30-40℃温水溶解”可加速分散，避免结块。  

• 助剂协同：添加少量无机盐（如氯化钙）可中和PAM分子链电荷，促进伸展；消泡剂则减少溶解气泡对粘度的干扰。  

• 水质适配性：硬水中的钙镁离子易与PAM结合导致沉淀，需预处理水质或选用抗盐型PAM衍生物。  

在页岩气压裂现场，PAM-颗粒复合体系已实现单段压裂携砂效率提高。然而，其长期稳定性仍受地层水矿化度影响，河南博源开发的耐盐型PAM，可以适应更复杂的储层环境。  高分

子量PAM通过化学网络构建与物理颗粒协同，在滑溜水压裂液中实现了gao效增粘。这一机制不仅为油气开发提供了技术支撑，也为水基润滑材料的优化设计提供了实际参考。