1.主要成分为丙烯酰胺并多种功能性单体的共聚物，以及特种表面活性剂和清洁矿物油。

2.通过特殊工艺将聚合物以及表面活性剂分散于清洁矿物油中，形成均匀稳定的悬浮液体系。

       在压裂施工现场施工当时，按照比例直接将浓缩在线压裂液产品加入到混砂车的混砂罐中，在混砂罐中与水和支撑剂共混，溶液中聚合物分子间通过分子结构缔合，低浓度下聚合物呈分散状态；高浓度时聚合物分子自动交联，30s—120s就能够形成均匀压裂液自交联体系或滑溜水体系（不用提前配制压裂液，无需配制富余压裂液），一步完成配液/混砂/交联/携砂操作，顺利高效完成压裂施工作业的一种新技术；体系粘度低，更易实现薄层压裂造缝；并且能在裂缝基质中形成驱替作用，能够减少压裂裂缝两侧的大量“死油区”。

（1）耐盐性能好，可用返排液以及联合站水配液，对配液水质几乎没有特殊要求。可以是清水，也可以是地层水、油田回注水或本体系压裂返排液，既节能环保，又大幅降低了现场的施工难度。

      针对高温高盐地层条件的压裂井，可以选择高矿化度地层水配液，也可以选择氯化钾水溶液配液，并且压裂液在地层破胶以后，与储层良好配伍，不产生额外的污染。（2）动态携砂、静态悬砂性能好于同等粘度下传统压裂液。优异的携砂性能和悬砂性能保证了支撑剂在压裂裂缝中分布更加均匀，将支撑剂在地层中携带地更远，保证了人工裂缝的有效长度，为油气水的采出提供了更好的导流通道。

（3）对水温度的适应范围更广，0℃～沸腾均可正常配液施工。对作业环境温度的适应性也更强（常温～零下40℃），以上特性确保了高寒地区当环境温度低于10℃时可以连续正常施工。对于地层温度较低的油井，可以采取热水配液，以防止对特殊油层造成冷伤害。

（4）该压裂液体系可以在较低粘度时完成压裂作业，容易实现薄层造缝和减少压裂裂缝两侧的大量“死油区”。

在压裂施工过程中，聚合物压裂液沿裂缝壁面滤失进入储层， 替代孔隙中原油。 由于上覆隔层限制， 被压裂液替代原油只能向远离注入井方向运移， 并在特定区域内重新集结和富集。 当恢复正常生产后， 驱油剂会波及特定区域， 促使原油运移进入裂缝或中高渗透层。 与聚合物压裂液相比较， 胍胶压裂液施工后， 由于滤失量少， 裂缝壁面及其附近区域孔隙内原油运移距离短、 含油饱和度下降幅度小。 压力施工结束恢复生产后， 裂缝壁面及其附近区域孔隙内原油就会快速进入裂缝， 但这些区域孔隙难以受到驱替作用， 孔隙内含油饱和度下降幅度较小。

       综上所述， 聚合物压裂造成裂缝壁面及其附近区域孔隙内原油发生运移， 在远离井筒特定区域内重新集结和富集。 因此， 与胍胶压裂液相比较， 聚合物压裂液压裂施工见效较晚， 但增油幅度较大， 有效期较长， 整体效果较好。

（5）相对于传统压裂液具有更高效的减阻性能。1%浓度、2m³/min排量减阻率44.8%；排量增大减阻率进一步升高，8m³/min排量减阻率达到70%以上；对应瓜尔胶压体系高减阻率仅45%。作为滑溜水使用减阻变化率＜5%，能实现超大排量、大规模压裂作业，有效地减轻压裂设备的负担。  

（6）低温破胶性能优异，20℃即可彻底破胶，与传统压裂液相比具有更好的破胶性能。地层温度只要高于20℃，胶液体系就能够在规定时间段内完全彻底破胶。且破胶后残渣含量低，无类瓜胶水不溶物，从而大程度地避免了压裂作业给地层带来的次生伤害。  

（7）环境友好，所有成分均对环境无伤害，压后破胶液对地层伤害低。破胶液具有良好的破乳性能，不会对联合站脱水工艺造成额外的负担。

（8）配液操作简便、高效，不需要提前预配液，现场可以随用随配，不存在富余压裂液的问题。传统交联压裂液必须提前预配液，富余液量通常在15%～25%，需要环保处理。一步完成配液、混砂、交联、携砂全操作，数十秒即可形成入井携砂液，大幅降低了现场施工操作的难度。

（9）压裂返排液可重复配液，也可直接闷井或进入生产流程，不会对油田水处理系统造成较大冲击。

    技术适应范围：

①施工简单、高效，一步完成配液、混砂、交联、携砂全过程；

②低温破胶性能优越，破胶彻底，20℃破胶2.5小时，破胶后液体粘度＜5mPa.s;

③施工不受季节影响，冬季≥-40℃环境下可正常配液施工；

④混砂均匀，携砂能力强，能够将支撑剂携带到更远的地层裂缝中形成高效的导流通道；

⑤可以使用本体系压裂返排液或油田回注污水配液，节约清水资源；

⑥可以用0℃~沸腾的水配液，解决压裂过程冷伤害的问题。