苏6井区气藏处于开发中后期,由于开发不当,储层伤害严重,天然气采收率降低。所以,本文在大量资料和现场调研的基础上,结合苏6井区地质特征,从定性和定量两个方面进行研究,详细分析了该区块储层潜在的伤害机理以及引起储层伤害的因素及大小。依据伤害因素的大小提出对该区块降低水锁的方法。研究证明：研究区储层最主要的伤害方式为水锁伤害,实验岩心水锁伤害程度平均在61～98%之间,属强-极强水锁,其它敏感性的伤害大小依次为应力敏感、酸敏、水敏、速敏、碱敏伤害。因此,应该把解除水锁的工作放在第一位,通过实验证明,影响研究区水锁伤害程度的因素有：界面张力、岩心自吸水时间、作业压差、含水饱和度,孔隙结构以及渗透率大小等有关。根据水锁的伤害机理,以改变引起水锁伤害的外因条件为突破口,提出两种方法降低水锁伤害的方法：(1)利用醇或表面活性剂,降低气-液之间界面张力,从而降低岩心的毛管压力以及含水饱和度；(2)干氮气驱替法,利用干氮气良好的弹性,以及气举作用,通过加大驱替压力和驱替时间,以最大限度的克服毛管力,降低岩心含水饱和度,使岩心的液体顺利返排,减小水锁伤害。实验结果表明：无水甲醇、元水乙醇、FS208-CAO(?)溶液对储层水锁的解除都有明显效果。其效果明显的大小依次为：无水甲醇最好,无水乙醇次之,FS208-CAO溶液效果最差(渗透率恢复率分别为27.7%、12.8%、5.2%)。甲醇的浓度对水锁解除的效果有影响,但浓度并不是越高越好。因此在现场实践过程中,必须根据实际的储层情况选择合理的醇浓度。干氮气法对水锁解除效果也明显。在有限的2小时里,驱替压力为0.5MPa下,岩心的平均气测渗透率恢复率从2.7%增加到43.7%；驱替压力为1.0MPa下,岩心的平均气测渗透率恢复从5.7%增加到50.5%。,这说明对渗透率比较低的岩心,干氮气驱替法的水锁解除效果要比渗透率较高的岩心效果要好。然而,水锁伤害并不能完全解除,只能减缓或者减小。所以,气藏开发中的水锁伤害重在预防,解除为辅。且水锁伤害的预防应该分阶段考虑。