在复杂断块油藏开发中，储层非均质性强、裂缝发育且渗透率差异大，传统压裂液难以兼顾低摩阻、高携砂能力与储层保护的需求。聚丙烯酰胺（PAM）滑溜水压裂液因其低伤害、易

返排及可调控的流变特性，成为此类油藏压裂改造的核心技术之一。其核心作用机制在于通过分子链的增稠效应与岩石表面的吸附行为，动态平衡压裂液的流动性能与储层保护需求。  

增稠机制：分子链缠结与流变调控

聚丙烯酰胺的增稠能力源于其高分子量线性分子链在水溶液中的伸展与缠结。在滑溜水体系中，PAM分子链通过氢键与水分子结合，形成三维网状结构，显著提高体系黏度。实验表明

，当PAM质量分数为0.03%~0.1%时，滑溜水黏度可提高5~10倍，满足特低渗油藏复杂缝网形成的需求。这种增稠xiao果不仅减少了压裂液流动摩阻，还增强了携砂能力，使支撑剂在

裂缝中均匀分布，减少砂堵风险。  

值得注意的是，PAM的增稠xiao果受矿化度与剪切速率影响显著。在低矿化度环境中，分子链水化程度高，黏度增幅明xian；而在高剪切速率下，分子链断裂导致黏度暂时下降，但复杂

断块油藏的裂缝系统可提供充fen剪切恢复空间，使压裂液在裂缝闭合后仍能维持有效黏度。  

吸附行为：岩石表面作用与封堵效能

PAM分子链中的酰胺基团（—CONH₂）与岩石表面的矿物组分（如黏土、碳酸盐）发生物理吸附与氢键结合，形成动态吸附层。这种吸附行为具有选择性：在裂缝端部或高渗带，PAM

优先吸附于粗糙表面，通过“桥接”作用封堵微小孔隙，抑制压裂液滤失；而在低渗基质中，吸附层可暂时减少渗透率，迫使压裂液转向未动用区域，提高波及效率。  

研究显示，优化后的PAM配方（如添加0.2%~0.4%的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸共聚物）可进一步提高吸附稳定性。此类改性PAM在高温条件下仍能保持吸附层完整性，有效屏蔽高渗

通道，减少压裂液无效漏失。  

复杂断块油藏中的协同应用

在特低渗裂缝性油藏中，PAM滑溜水压裂液常与聚合物微球形成“暂堵-解堵”协同体系。压裂初期，PAM通过吸附封堵高渗带，迫使压裂液转向基质；随后注入的微球在裂缝端部进一

步封堵，形成多级屏障。压裂后，PAM分子链因水化作用逐渐解吸，微球则在返排过程中降解，zui大限度减少储层伤害。  

在现场应用中，该技术可使特低渗油藏的压裂液效率提高30%以上，单井增产幅度达15%~20%。未来，结合纳mi颗粒复合改性与智能响应型PAM的研发，有望进一步优化其在复杂断

块油藏中的适应性。  

聚丙烯酰胺滑溜水压裂液通过分子级增稠与吸附调控，在复杂断块油藏中实现了低伤害、gao效益的储层改造，为同类油藏开发提供了可靠的实践案例技术路径。