地质构造对开采水开拓方式采煤方法的影响和采矿设计任务书.doc

地质构造对开采水开拓方式采煤方法的影响和采矿设计任务书1.1.2 矿区地形、地势及河流1.1.3 矿区气象1.1.4 矿区地震震级及裂度1.1.5 矿井井田内小煤矿情况1.2 井田地质特征1.2.1 煤系地层盖，所发育的地层自上而下依次为：第四系()、二叠系上统上石盒子组（）、下石盒子组（）、二叠系下统山西组（P1s）、石炭系上统太原组（C3t）、石炭系中统本溪组（C2b）、奥陶系中统峰峰组（）、马家沟组（），现简述如下：（1）第四系（Q）下部为冰碛红色泥砾、冰水沉积的杂色粘土、细砂、亚粘土及砂砾石等，一般厚40m；中部为冰碛粘土砾石层、透镜状砂层及红色亚粘土组成，一般厚30m；上部为多种成因的黄土，具垂直节理和大孔隙，一般厚210m。（2）二叠系（P）上二叠统上石盒子组（）：以灰绿色、紫斑色粉砂岩及砂质泥岩为主，夹有数层中细粒含砾砂岩和铝土质泥岩。平均厚度307.4m。下二叠统下石盒子组（）：以灰色、灰绿色、紫斑色粉砂岩和含铝土质的砂质泥岩为主，中部和下部夹有23层中细粒砂岩。平均41.1m。下二叠统山西组（）：由灰色、深灰色、黑灰色中细粒砂岩、粉砂岩和煤层组成。中下部含煤24层，平均83.8m。（3）石炭系（C）上石炭统太原组（）：由深灰色、灰色粉砂岩、灰至灰白色中细砂岩、46层灰岩和69层煤组成。平均厚度135.5m。中石炭统本溪组（）：主要由深灰色泥岩、粉砂岩及灰岩组成，夹不稳定薄煤一层，平均厚度17.56m。（4）奥陶系（）中统峰峰组（）：由厚层状致密灰岩、结晶灰岩、角砾状灰岩、白云质灰岩组成。按岩性特征分为三段，总平均厚度167m 。中统上马家沟组（）：黄、浅红色白云质角砾状灰岩、蜂窝状灰岩、灰色致密块状灰岩及泥质灰岩组成。按岩性分为三段，总厚度平均246m。中统下马家沟组（）：由角砾状灰岩及蜂窝状泥质、白云质灰岩组成，按岩性分为三段，厚度大于144m。（5）煤层井田内主要含煤地层为石炭系上统太原组、二叠系下统山西组，其次为石炭系中统本溪组，煤层与含煤地层对应关系如表2-1及附图显德汪矿综合水文地质柱状图。表1.1 煤层与含煤地层对应关系表煤层编号地层地层平均厚度（m）稳定性、可采性1#山西组下部45.10主要可采煤层2#3#太原组上部14.73层位稳定不可采4#太原组中部80.30不稳定局部可采5#不稳定不可采6#不稳定局部可采7#不稳定局部可采 续表1.1煤层编号地层地层平均厚度（m）稳定性、可采性8#太原组下部32.62极不稳定局部可采9#主要可采煤层10#本溪组17.56不稳定局部可采1.2.2 区域地质构造邢台煤田位于新华夏系第二沉降带（华北平原沉降带）西部，西与新华夏系第三隆起带（即太行山隆起带）毗邻，位于前述沉降带和隆起带之间的太行山山前断裂带的东侧，属于华北平原沉降带范畴。煤田形成后，受到我国东部中新生代多次构造运动的影响，尤其受到新华夏系的强烈改造。邯邢煤田位于太行山东麓，华北盆地西缘。煤田西部为太行山隆起的中南段，整体走向呈北东向展布，由赞皇隆起和武安断陷组成。前者由太古代和少部分元古代变质岩系组成，后者主要由古生代地层组成。显德汪井田即位于武安断陷北部太行山隆起带东侧，为新生代华北盆地的西部边缘。由于西侧太行山隆起的上升和东侧华北盆地的沉降，使邯邢煤田形成走向NNE近SN，西边翘起，东边倾降，并具波状起伏的翘倾断块。煤田边界断层多为走向NNE的正断层，煤田内发育有大量NNENE向正断层及少量NNW向正断层，组成一系列地堑、地垒和阶梯状单斜断块。自北向南有NNE向的晋县栾城断陷(地堑)、宁晋隆尧断隆(地垒)、巨鹿邯郸断陷(地堑)及南部的邢台断陷（与太行山隆起带中的武安断陷共同构成邢台武安断陷），呈雁行状斜列展布。煤田内褶皱构造主要分布在近东西向的隆尧南正断层以南至洺河一线。轴向NNE，与大断层走向平行展布的背、向斜为煤田内主要褶皱构造，延伸较长，形态清晰,EW向NW向褶皱规模小，断续出现。地层倾角比较平缓，一般为1020，局部可达30左右。如图2.1：现将煤田内对显德汪井田有控制作用的区域性构造简述如下： （1）隆尧南正断层：展布于隆尧南宫一带，横贯煤田中部，总体走向近EW，断层面向南倾斜，倾角55左右，落差9002900m。在煤田内延伸长度约44km，将邯邢煤田分为南北两个构造单元。其下盘（北侧）构成尧山山系，出露煤系基底奥陶系灰岩；其上盘（南侧）有煤系地层广泛赋存。（2）太行山山前大断裂南段：由隆尧邢台之间的唐庄农场断层、晏家屯断层、邢台邯郸间的百泉断层、临洺关断层等组成，总体走向NNE，唐庄农场断层走向NE。断层面均向东或SE倾斜，落差5001800m。太行山山前大断裂是太行山隆起带与华北盆地的分界，在隆尧南断层以南构成太行山隆起带和华北盆地次一级构造单元邢台武安断陷与巨鹿邯郸断陷之间的分界。图1.2 区域构造纲要略图1.2.3 井田地质构造显德汪井田位于太行山隆起带与山前大断层之间的过渡地带，即武安断陷的北部。为一不完整的、被NNE向断层切割的NNE向显德汪向斜与NWW向栾卸向斜相复合的构造。井田东部规模较大的NNE向向斜称为显德汪向斜。该向斜宽缓开阔，略显波状起伏，向斜形态较清晰完整。在第12勘探线以南，发育一轴向NWW向的向斜，称为栾卸向斜。显德汪向斜与栾卸向斜之间还有李石岗向斜及李石岗南背斜等次级褶皱构造。区内大中型断层大多分布在显德汪向斜东翼及栾卸向斜西南翼，井田南半部有火成岩岩床侵入，如图13显德汪井田构造纲要图。现将显德汪井田主要构造简述如下：图1.3 显德汪井田构造纲要图(1) 褶皱显德汪井田为一褶皱型井田，挤压揉皱及层滑构造发育，残余构造应力大，造成煤层顶底板岩石破碎，巷道围岩压力大。井田内褶皱构造的特点是：向斜形态完整清晰、延伸较长，背斜较模糊。NNE与NWW两组褶皱横跨复合，地层倾角830，一般1015左右。主要褶皱特征如表1.2。表1.2 主要褶皱构造特征一览表名称延伸长度区 内 变 化两翼倾角显德汪向斜6km轴部出露最新基岩为上二叠统上石盒子二段，向斜轴10线以北NNE向在上关一带仰起，10线以南SN向，14与17线向东呈弧形弯曲。东翼倾角10至30,平均17，西翼倾角较缓，平均11。栾卸向斜3km轴部出露最新基岩为上二叠统石盒子组二段。向斜西端伸出井田边界向斜轴向SEE向，经栾卸村北延至井田中部，被F10、F5错断向东与显德汪向斜复合后，又被F9断层截断。西部EW向、中部及东部NWW向。北翼平均倾角14，南翼平均倾角17。李石岗向斜2km与显德汪向斜基本平行展布，规模较小。向斜轴近SN向。10线以北清晰显示，以南与其它构造复合较模糊。东翼倾角较缓平均11，西翼较陡，平均16(2)断层显德汪井田揭露的断层绝大多数为压扭性正断层，走向以NNE向为主。大中型断层主要集中在井田的东南部，井田西北部小断层与层滑构造发育。井田内现已发现大、小断层693条，其中落差大于30m以上的断层有12条；落差2030m的断层6条，落差1020m的断层12条，落差510m的断层15条。井田大、中型断层统计如表2-3。（3）岩浆岩本区自燕山运动以来，岩浆侵入活动频繁，使煤系地层受到不同程度的影响。岩浆活动对4#煤层以上影响不大，而对6#煤层以下均有不同程度的影响，尤其对9#煤层影响严重。据测算，9#煤层受岩浆岩吞蚀、部分吞蚀及直接接触影响的面积约3.5km2，占9#煤层总面积的18.6%。表1.3 显德汪井田大中型断层一览表序号编号断 层 产 状落差长度控制情况走向倾向倾角1F1N10-25EW7056-72m6km井田东部边界。2F2N10EW7010-35m1.6km中央石门未揭露。3F3N25-40ENW5840m3.4km据一采区、二采区揭露，落差自下而上变小，走向有变化。4F4N15E-N20WE7013-40m2.4m12勘探线以北2#煤层位未见。5F5N20ESE7020-30m1.2km巷道未揭露。6F6N25ENW7520-60m1.15km巷道未揭露。7F9N40E-N10ENW6530-70m3.95km中央石门揭露落差30m。8F10N25ESE7020-40m1.45km九采区下车场未揭露。9F11N10ESN7020-25m1.6km二采区1#、2#煤层未见。10F16SNW7016m580m巷道未揭露。1715钻孔2#煤层见。11F17N10EW7015m320m巷道未揭露。2#以下发育。12F18N20EW7020-24m1025m-50回风平巷揭露为断层组。续表 1.3序号编号断 层 产 状落差长度控制情况走向倾向倾角13F20N55WNE6535m1600m巷道未揭露。14F21N25ENW7030m800m仅由404孔控制，产状控制不严。15F22N10EE6715m210m仅由304孔控制，控制不严。16F25SNW549.5m360m一采区行人上山揭露。17F26N45ESE6110m510m一采区行人上山揭露。18F28SNW6010m690m一采区南运大巷揭露，断层带0.3m。19F29N10EW509-15m625m副石门揭露及1009孔控制。20F30N3EW5230m不明由主暗斜井揭露，向上落差变小。21F31SNW6025-28m150m-200集中运输巷及9#水源井揭露。22F32N5WE7424m120m二采区轨道上山揭露。23F33114NNE7413m二采区通风行人巷6#-6#下煤底板24F351522426230-35m九轨下车场5#-2#煤底板（4） 陷落柱自建井以来共揭露4个岩溶陷落柱，仅2#陷落柱含水，且为上部冲积层水。井田岩溶陷落柱发育特征如表1.4。表1.4 显德汪井田岩溶陷落柱发育情况统计表编号位置形状长、短轴充填情况含水性揭露时间1#1715工作面椭圆状长轴：14m短轴9.5m棱角分明，粒径0.030.6m不等，岩性为绿色泥岩，灰色、紫色砂岩、粉砂岩，其间被细碎屑及泥质充填，松散干燥无水19942#九采回风巷椭圆状长轴：90m短轴：60m紫红色铝土质泥岩、黄褐色粉砂岩及黑色粉砂岩，粒径0.050.25m不等，棱角明显初期：无水；距离10m:36m3/h最大：200 m3/h3月后：30 m3/h稳定：15 m3/h19963#1718工作面1720工作面椭圆状长轴：98m短轴：52m巨砾状粉砂岩、细砂岩，粒径0.25.2m，充填物与1#顶板相差不大，胶结物为碎粉砂岩，呈胶结、半胶结状态干燥无水199820054#1718工作面1720工作面椭圆状长轴：62m短轴：32m巨砾状粉砂岩、细砂岩，粒径0.12.5m，胶结物为粉细砂岩碎屑，呈半胶结状态无水、局部潮湿199920051.3 矿井水文地质特征1.3.1 地表水概况井田范围内没有常年性地表水，季节性的小溪流有中关小溪、栾卸小溪和紫牛湾小溪。虽然位于井田外围，但仍处于井田所属水文地质单元。对本矿井具有间接充水意义的河流有南沙河和马会河等。1.3.2 矿区水文地质概况邯邢矿区以黑龙洞泉群、邢台百泉泉群、临城坻河泉群集中排泄点及其各自的径流区分别划分为三个水文地质单元，按其相对位置称之为南单元、中单元和北单元。百泉水文地质单元面积3843km，寒武及奥陶系灰岩裸露面积为645km，直接接受大气降水补给，全区补给量约为6.911m/s。百泉水文地质单元为一基本独立且封闭的单元，东北界为邢台大断层；西界为寒武系中统毛庄组相对隔水层；南界为北名河地下分水岭。西部山区的灰岩裸露区是区域地下水的补给区，大气降水沿灰岩露头直接下渗，形成面状补给，白马河、七里河、沙河、马会河、北名河等地表径流的渗漏，形成线状集中补给。当地下水由垂直运动转变为水平运动以后，由于岩溶裂隙的发育严格受构造和岩浆岩的控制，从而使地下水的汇集和运动具有明显的径流条带和方向性。区域岩溶地下水的径流方向总的是以百泉为集中排泄点，由西北、西、西南三个方向汇集。在构造、岩浆岩及岩性的制约下，形成了五个径流带： （1） 白马河径流带源起潭村以西，经西南庄、张东流至达活泉、百泉，流量约0.70 m3s。（2） 七里河径流带源起皇台底以西，经南石门、孔村流至达活泉、百泉，流量约1.40 m3s。（3） 沙河径流带源起西佐村，沿綦村岩体北侧经西坚固、祁村转向东北与七里河径流带汇合至达活泉、百泉，流量约1.75 ms。（4） 北名河径流带，主要是汇集西南山区地下水，在北名河以北形成地下径流，地下水流向北东，沿矿山岩体东侧经郭家岭、玉石洼至惠兰村后分流，一股向北进入西石门铁矿，一股向北东经郭二庄、王窑以后又沿显德汪向斜两翼分流，两支在中关合并以后，受綦村岩体阻挡，除一部分向北与沙河径流带汇合外，大部分折向东流至百泉，流量约为2.8 m3s。 （5） 紫山百泉径流带流量约为0.40 m3s。百泉及达活泉是邯邢中单元百泉汇水带地下水的主要排泄区。根据1963年资料，白马河北岸最高洪水位线设有5个洪水位点，记载最高洪水位为+111.48m+102.54m；瞎马河最高洪水位线两岸设有21个洪水位点，记载最高洪水位为+120.61m+87.24m。白马河在东青山村以东河床下伏寒武、奥陶系碳酸岩地层，地表水在此可渗入河床补给岩溶地下水。（6） 矿井涌水量矿井正常用水量为192m3/h，最大用水量为211m3/h。1.3.3 含水层特征根据岩性、结构、富水特征及其对开采煤层的影响程度，参考区域含水岩组情况，矿区含水层（组）划分如下：A 新生界松散类孔隙潜水含水组全新统砂砾石含水组呈条带状分布于中关、栾卸小溪等沟谷之内，主要为冲洪积相卵砾石层。厚013.00m，平均4.00m。渗透系数13.0m/d，钻孔单位涌水量0.662L/sm，水位标高198.2m，为HCO3Ca型水，富水程度中等。中更新统砂砾石含水层全区大面积分布，主要由粒径180cm冰碛砾石组成，厚8.0081.64m，一般30m。渗透系数0.692m/d，钻孔单位涌水量0.125L/sm，水位标高280.04m，为HCO3Ca型水。富水程度中等。下更新统砂层含水层出露于显德汪、新村、柳泉、上关一带。厚10.0080.14m。渗透系数4.055.72 m/d，钻孔单位涌水量0.09380.609 L/sm，水位标高230.89242.77m。富水性中等，但极不均一。井田内小煤窑井筒多见此层，且含水。以上各含水层动态受季节影响明显，在17勘探线以北该组富水性较强，工作面回采时应多加注意。B 二叠系砂岩裂隙承压含水组下石盒子组砂岩含水层厚0.5042.79m，一般14.37m。矿井揭露时最大涌水量为60m3/h，后逐渐减小至少量淋水，钻孔单位涌水量0.004330.0231 L/sm，一般0.0137L/sm，其渗透系数为0.02620.311m/d，一般0.0974m/d，水位标高+198.75+216.87m，一般+213.58m。水化学类型为HCO3ClNa水，矿化度0.309g/L。井田东、北部富水性稍强。但总体呈弱富水性。山西组砂岩含水层厚023.29m，平均9.95m，不稳定。井下在一轨道三中、二中材料上山揭露该含水层时，最大涌水量40 m3/h；在三采区石门揭露该含水层时，涌水量为23 m3/h，一月后基本疏干。据钻孔抽水试验，单位涌水量0.0178 L/sm，渗透系数0.14m/d，水位标高+171.74+269.62m，一般+215.66m，水化学类型为HCO3ClNaCa型和HCO3SO4CaMg型水，矿化度0.427m/d。主要富水区集中于16线以北，属弱富水含水层。为开采1、2号煤时的主要直接充水水源。C 石炭系灰岩岩溶、裂隙承压含水组野青灰岩含水层厚0.73.76m，平均2.31m。钻孔抽水试验单位涌水量0.0005750.120 L/sm，平均0.0603 L/sm，渗透系数5.010.0154m/d，一般0.729m/d。为HCO3ClCa型水。17勘探线附近、井田的北及西北部富水性稍强。总体富水程度中等偏弱。伏青灰岩含水层厚0.393.40m，平均1.86m。钻孔抽水试验，单位涌水量为0.00274L/sm，渗透系数为0.0166m/d。富水区主要集中于17线附近及北、西北翼的浅部。富水性弱偏中等，为HCO3NaCa型水。大青灰岩含水层厚1.539.71m，平均4.67m。钻孔抽水试验，单位涌水量0.003570.123L/sm，平均0.0456L/sm，渗透系数0.00242.91m/d，平均1.04m/d。井下涌水点最大水量60m3/h，一般小于 30 m3/h；8号水源井涌水量49.860m3/h。富水区主要集中于17线附近及北、西北翼的浅部，富水性中等。水化学类型为HCO3Na和HCO3NaCa型，矿化度0.6461.064g/L，具H2S气味。本溪灰岩含水层厚度08.00m，平均4.13m，单位涌水量0.106L/sm，渗透系数3.38m/d，水位标高+215.34+265.16m，一般+247.59m（1975年）。总体富水性中等，7勘探线以北地区富水性稍强。D 奥陶系灰岩岩溶、裂隙承压含水组本区奥陶系灰岩含水层富水性极不均一，具有明显的分带性，在垂向上按岩性、结构及富水性可分为三组八段，见图1。其中二、四、五、七段为含水段，七段富水程度最强；一、三、六、八段，可视为隔水层。富水部位主要集中在-250m以浅的上马家沟灰岩二、三段和下马家沟灰岩二段。由平面分布情况来看，井田内统计的漏水钻孔多分布在西部，并且涌水量大于100m3/h以上的钻孔包括水7、放2、水9、放3、放1、奥观13等，均集中在井田的西部，应为强富水区。由于受显德汪向斜与栾卸向斜影响，两向斜轴部附近的含水层深埋，使水循环变缓，勘探期间的涌、漏水点分布少，应属富水性相对较弱区。第三组（峰峰组）灰岩含水层层厚89.00168.00m，裂隙发育。钻孔单位涌水量0.05880.392L/sm，渗透系数0.055331.64m/d，一般6.76m/d。地面1号、4号水井及井下3号、5号、7号、9号水井均取水于该层。九十年代地面1号、风井1号、7号水源井水位标高+109+130m，一般+110m左右。富水性强，目前水位+65m。第二段（上马家沟组）灰岩含水层厚202320m。钻孔单位涌水量0.02140.139L/sm；出水量在250m3/h左右。该层的第二、第三段（O22-2、O22-3）裂隙、溶隙、小溶洞较发育，富水性相对较强。第三段（下马家沟组）灰岩含水层厚度约75120m，岩溶裂隙发育，面裂隙率36%。钻孔单位涌水量0.33.0 L/sm，富水程度强。水化学类型为HCO3Ca型，矿化度0.250. 28g/L。井下9#煤供水孔最大涌水量120.03.6m3/h；放水孔最大放水量224.00m3/h（放2）；钻孔抽（注）水试验，单位涌水量0.0027710.090L/sm，一般大于0.6L/sm，渗透系数0.05316.05m/d。，E 燕山期闪长玢岩风化裂隙承压含水层该组/层出露于沙河南部紫牛湾小溪西南；侵入中奥陶统灰岩和煤系地层。厚056.9m，平均26.88m。节理裂隙较发育，强风化带深度一般为1020m。据钻孔抽水试验单位涌水量0.0605L/sm，渗透系数0.29m/d，影响半径71m，水位标高176.99 m（1975年1708孔）；井田南部富水程度稍强。水化学类型为HCO3NaCaMg型，矿化度0.818g/L。在局部构造破碎带内可形成钻孔涌水量达100.2m3/h的强富水区，但总体呈弱富水性。正常情况下该含水层组对矿井充水威胁不大。1.3.4 断裂带水文地质特征井田内的断裂构造多表现为高角度正断层。除栾卸附近有NW向断裂外，大多呈NE或NNE向，即基本与显德汪向斜轴平行。在南部郭二庄煤矿二坑在21大巷（+80m水平）穿越此F1断层时，未见突水，但早在1956年2月23日该矿一坑在该断层附近开采时发生了突水。显示了该断层富水性极不均一。F10断层位于井田西南东下河村的西侧，井田内长度1450m。据1708号钻孔对该断层带进行的抽水试验，渗透系数0.311m/d，单位涌水量0.0231L/sm，富水程度较弱。生产揭露的中小断层大小693条，性质均为正断层，其中有水或导水断层仅数条。1#、2#煤层生产中揭露的中小断层具有在2#煤层以下、4#煤层以上落差变小或尖灭之特征，有水断层表现为以静储量为主，一般初始水量仅56m/h左右，且短时间内即可被疏干，一般不需特别处理。深部富水断层部分表现为静储量为主，部分与灰岩含水层联通性较好，2004年2月20日，九煤一采运输上山巷道掘进时，遇一落差5m断层，初始水量20m/h，数日后水量渐增大至30m/h，当该巷向前揭露大青灰岩后，原出水点水量明显减小。1.4 煤层特征1.4.1 煤层稳定性评价显德汪矿主要可采煤层为1#、2#、9#煤层，4#、6#、7#、8#、10#为大部分或局部可采煤层，2下#煤层是2#煤层的分叉煤层，仅小块可采，3#煤层仅个别达到可采厚度。现从上到下分述如下：A 1#煤层1#煤层位于山西组中部，为井田最上一层主要可采煤层。下距2#煤层3.0929.80m，平均19.71m。1#煤层最厚0.262.98m，平均2.76m，煤层厚度多集中在2.22.6m之间。煤层一般含矸12层，夹矸平均厚0.15m，煤层平均厚：上分层0.78m，下分层0.58m。1#煤层厚度变异系数（）分别为31.3%、22.9%、35.7%，可采指数（Km）分别为0.94、1.00、0.94，应属较稳定煤层。B 2#煤层2#煤层是井田内主要可采煤层之一，位于山西组底部，1#煤层之下3.5030.50m，平均17.90m。2#煤厚度17.29m，平均3.59m。煤层厚度多集中在2.63.2m之间。煤矿已采区煤层结构较复杂，距煤层底板0.20.3m处有一层0.2m左右的炭质泥岩夹矸，煤层中、下部有一层夹矸，厚00.60m，其厚度和层位均不稳定。用煤层厚度变异系数、可采指数评价均属不稳定煤层，见表1.5。C 3#煤层3#煤层位于太原组顶部，一座灰岩之下1.1720.34m，平均7.17m处。下距野青灰岩3.2712.14m，平均6.54m。3#煤层真厚度02.04m，平均0.56m。煤层厚度多集中在0.50.7m之间。区内仅个别点煤厚达到可采厚度，且零星分布，不能成片，绝大部分地区煤层不可采。3#煤层用煤层厚度变异系数、可采指数评价，属极不稳定煤层。D 4#煤层4#煤层位于太原组上部，野青灰岩之下02.16m，平均1.30m处，上距3#煤层5.0415.03m，平均10.26m，下距6#煤层平均29.84m。煤层真厚01.97m，平均0.74m。煤层厚度多集中在0.51.1m之间。煤层结构简单，一般不含夹矸。用煤层厚度变异系数、可采指数评价均，属极不稳定煤层。E 6#煤层6#煤层位于太原组中部，上距4#煤层19.6243.67m，平均29.84m。下距伏青灰岩021.30m，平均13.59m。6#煤层厚度02.84m，平均0.81m。煤层结构较复杂，含矸12层 ，单层夹矸厚0.30m左右。煤层厚度多集中在0.91.6m之间，煤厚变化较大，常有尖灭和相变为炭质泥岩的地方。用煤层厚度变异系数、可采指数评价均，属极不稳定煤层。F 7#煤层7#煤层位于太原组中部，伏青灰岩之下2.359.85m处，上距6#煤层平均21.90m，下距中青灰岩1.1414.77m，平均7.51m。7#煤层厚度01.96m，平均0.83m。煤层厚度多集中在0.40.9m之间，煤层结构简单，一般不含夹矸。井田北部、西部煤厚变化较大，大部分地区可采，且煤厚变化不大。井田东部及南部煤层较薄，不可采面积较大。用煤层厚度变异系数、可采指数评价均，属极不稳定煤层。G 8#煤层8#煤层位于太原组下部，大青灰岩之下02.17m，平均0.10m处，上距7#煤层17.5431.36m，平均24.85m，下距9#煤层平均12.43m。8#煤层真厚02.61m，平均0.82m。含矸03层，一般含一层夹矸，夹矸厚0.20.3m左右。煤层厚度多集中在0.71.3m之间，8#煤层煤厚变化较大，主要在井田中、西部地区出现一些南北向狭长可采条带，其余有一些局部可采处。西南部有火成岩侵入，且局部有吞蚀煤层现象。可采煤厚02.12m，平均0.65m，用煤层厚度变异系数、可采指数评价均，属极不稳定煤层。H 9#煤层9#煤层位于太原组底部，为本井田主要可采煤层之一。上距8#煤层1.2242.58m，平均12.43m，下距本溪灰岩7.3123.50m，平均15.93m。9#煤层真厚0.4514.71m，平均6.25m，全区可采。煤层厚度多集中在3.17.5m之间。煤厚变化值也大。且北部大于南部，西部大于东部。东南部煤层受火成岩和断层影响，煤厚多在3.0m以下。9#煤层结构复杂，含矸07层，煤层愈厚，夹矸层数愈多，夹矸总厚度在12勘探线以北大于0.5m， 12勘探线以南，夹矸总厚多小于0.5m，用煤层厚度变异系数、可采指数评价均，属较稳定煤层。J 10#煤层10#煤层位于本溪组顶部的灰岩之下或夹于其中，上距9#煤层10.5831.05m，平均18.48m，下距奥陶纪灰岩顶面1.3222.92m，平均15.42m。10#煤层真厚度01.94m，平均0.88m，煤层厚度多集中在0.51.3m之间，煤层结构简单，煤层沉积不稳定，有尖灭或变为炭质泥岩现象。用煤层厚度变异系数、可采指数评价均，属不稳定煤层。显德汪矿各煤层厚度、可采性、层间距及稳定性评价结果详见表1.5。表1.5 各煤层厚度稳定性评价结果表煤层统计点数煤层厚度（m）可采性指数Km变异系数稳定性备注最小最大平均1#870.262.831.460.9431.3较稳定全区1#340.802.831.561.0022.9稳定已采区1#530.262.601.370.9435.7较稳定未采区1#76402.501.670.9727.2较稳定已采区生产点2#8107.291.690.6786.6不稳定全区2#251.117.292.911.0056.5较稳定已采区2#5603.781.140.5283.6不稳定未采区续表 1.5煤层统计点数煤层厚度（m）可采性指数Km变异系数稳定性备注最小最大平均2#5160.108.002.760.9245.8不稳定已采区生产点3#7702.040.560.0146.5极不稳定全区4#8601.970.740.3746.1极不稳定全区6#8902.840.810.5183.6极不稳定全区7#9201.960.830.3444.5极不稳定全区8#8902.610.820.5356.3极不稳定全区9#930.4514.716.250.9647.83较稳定全区10#8801.940.880.5259.5极不稳定全区1.4.2 煤的物理性质及煤岩特征各煤层均为高变质煤，为黑色灰黑色，受构造破坏，裂隙十分发育，煤体结构多为碎裂结构和碎粒结构，硬度较小，机械强度低。燃烧时难燃、无烟，无火焰或火焰短，不熔不膨胀。视相对密度无岩浆岩区1.401.50，岩浆岩区1.60。煤岩成分由镜煤，亮煤、暗煤和丝炭组成。太原组各煤层以半亮型为主，山西组1#、2#煤层则以半亮型和半暗型为主，含有较少量的暗淡型煤。1.4.3 煤类的确定及煤类分布1、2、9各主要可采煤层煤布着贫煤和无烟煤两大类，各煤层煤类以三号无烟煤为主，局部为贫煤。1#煤层以第10勘探线为界，2#煤层以第10勘探线以北150m为界，3#煤层以第7勘探线为界，北部为贫煤，南部为无烟煤。4#、5#、6#、7#、8#、9#、10#煤层全属无烟煤。1.4.4 煤的化学性质及有害元素A 化学性质6#、7#、8#、9#煤的水分为2.232.67%，其它煤层煤的水分为1.501.85%，风氧化的煤水分明显增高，达3.11%以上，最高达20.78%。各煤层灰分变化较大，3#、6下#、8#煤层属低灰煤； 1#、2#、4#、5#、6#、7#、9#、10#煤层属中灰煤。各煤层经1.41.5比重液洗选后灰分大大降低，浮煤灰分一般在8%左右。各煤层中1#、2#煤层属特低硫煤；3#、4#、5#、6#、6下#和9#煤层属中高硫煤；7#、8#和10#煤层属高硫煤。经过浮选太原组各煤层硫分含量有较大幅度降低，脱硫率在40%以上。B 有害元素依据现行磷含量和砷含量分级标准，3#、4#、6下#煤层属特低磷分煤；2#、6#、8#、9#、10#煤层属低磷分煤；1#、7#煤层属中磷分煤。各煤层原煤砷均属一级含砷煤。2.井田境界和储量2.1 井田境界矿井北以F6断层为界，西部以煤层风化带和北洺河为界，南以-650m等高线为下界，东以F7断层为界。井田走向最大长度8.249km，最短长度8.112km，平均长度8.185km、倾向最大长度3.619km，最小长度2.804km，平均长度3.145km。2.2 井田工业储量2.2.1 资源量计算范围及工业指标矿井资源量范围只计算矿井井田境界以内-650m以内的煤层资源量，其工业储量只对2号煤煤层进行计算。由于8号和9号煤层受火成岩侵蚀严重且受奥灰水的威胁。本设计将本井田8、9号煤层列为次边际经济的资源量。根据煤、泥炭地质勘查规范要求的要求，预算资源量所确定的最低可采厚度为0.80m，最高灰分（Ad）不超过40%，最高硫分（St,d）不大于3%，最低发热量（Qnet,d）不少于22.1MJ/kg。，其它工业指标符合国家现行有关规定。2.2.2 井田内煤层资源量计算依据井田地质勘探钻孔，采用加权平均计算各块段煤层厚度。2号煤层视密度采用1.40。井田内煤层倾角均介于1220之间, 平均15，以斜面积作为储量计算面积。本井田的2#煤为主采煤层，根据勘探情况可将井田划分为A、B、C、D、E五个块段。地块内用算术平均法分别求的2#，煤层总储量即为各个快段储量的和。表2-2-1 2#煤的地质储量平面面积（m ）平均煤层倾角（）倾向面积（m ）容重煤层平均厚度 （m）地质储量（t）A区6161638.9156379168.51.404.5140278080.2B区7508575.3157772621.71.404.5149086333.6C区5339356.9155527856.81.404.5134902887.8D区1816405.7151880531.91.404.5111873678.2E区4197758.4154345955.51.404.5127440362.9总和25022735.21525906134.4163571332.7由表可知2#煤的地质储量Z2为163571332.7（t）。在矿井地质资源量中，60%是探明的，30%是控制的，10%是推断的。在探明的和控制的中，70%是经济的基础储量，30%是边际经济的基础储量。由此可知：111b = Z2 * 60% * 70% = 68699959.7(t) (21)122b = Z2 * 60% * 30% = 29442839.9(t) (22)2M11 = Z2 * 30% * 70% = 34349979.9(t) (23)2M22 = Z2 * 30% * 30% = 14721419.9(t) (24)由于地质条件简单，故K值在0.8以上取值，在这里取0.85.可得：333=Z2 * 10% * 0.85 =13903563.3(t) (25)由以上可知2#煤的工业储量为：Z2g=111b + 122b +2M11 + 2M22 +333K =161117762.7(t) (26)2.3 井田可采储量辛泉煤矿井田范围内的可采储量，可按下式计算：可采储量（工业资源量永久性煤柱）采区回采率。永久性煤柱包括断层煤柱、井田边界煤柱。2.3.1 安全煤柱留设原则：（1）工业场地、井筒留设保护煤柱，对较大的村庄留设保护煤柱，对零星分布的村庄不留设保护煤柱；（2）各类保护煤柱按垂直断面法确定。用岩层移动角确定工业场地、村庄煤柱。=56=78=61=15 =74；（3）断层保护煤柱、井田边界保护煤柱视地质情况而定。2.3.2 井田永久保护煤柱损失量：（1）井田边界的断层边界保护煤柱留设50m保护煤柱，其余留设20m保护煤柱；由上可知2#煤的井田边界保护煤柱损失为：3686428.0（t） ，.（2）断层永久保护煤柱损失为：2#煤的保护煤柱损失为：1746550.0（t），（3）工业场地保护煤柱：工业广场按级保护留维护带宽度为15m。工业场地2#煤的压煤量为：6962351.8（t）。（4）大巷布置在煤层底板中，故保护煤柱损失为0.（5）主副井井筒保护煤柱在工业广场保护煤柱范围内故井筒保护煤柱损失量为0.2.3.3 矿井的2#煤的可采储量Z2k为：Z2k = （Z2g P1） * C (213)Z2k-2#煤的可采储量；tP1-2#煤的工业广场、井田边界、断层、村庄、河流、湖波、建筑物的的保护煤柱损失；tC - 采区采出率，厚煤层不小于0.75，中厚煤层不小于0.80，薄煤层不小于0.85. 故2#煤的可采储量： Z2k =（161117762.7-3686428.0-1746550.0-6962351.8）* 0.75=131541824.7（t） (214) 3.矿井生产能力、服务年限及工作制度3.1 生产能力及服务年限煤炭工业矿井设计规范第2.2.1条规定：矿井设计生产能力应根据资源条件、开采条件、技术装备、经济效益及国家对煤炭的需求等因素，多方案比较或者系统优化后确定。矿区规模可根据以下条件确定：资源情况:煤田地质条件简单，储量丰富，应加大矿区规模，建设大型矿井。开发条件：包括矿区所处地理位置（是否靠近老矿区及大城市），交通（铁路、公路、水运），用户，供电，供水，建筑材料及劳动力来源等。条件好这者，应加大开发强度和矿区规模；否则应缩小规模：国家需求：对国家煤炭需求量的预测是确定矿区规模的一个重要依据：投资效果：投资少、工期短、生产成本低、效率高、投资回收期短的应加大矿区规模，反之则缩小规模。3.1.1 矿井设计生产能力辛泉矿井田储量丰富，煤层赋存稳定，顶底板条件好，断层褶曲少，倾角不大，厚度变化也不大，开采条件简单，技术装备先进，经济效益好，煤质为优质无烟煤，交通运输便利，市场需求量大，宜建大型矿井。 确定辛泉矿井设计生产能力为2.4Mt/a。3.1.2 矿井服务年限矿井服务年限必须与井型相适应。矿井可采储量Zk、设计设计生产能力A与矿井服务年限T三者之间的关系为：本矿2#煤为厚煤层，生产能力较大，其可采储量为131541824.7t，综上分析确定矿井设计生产能力为240万t/a。2#煤层的服务年限按下式计算：式中：Z2#煤层的可采储量，131541824.7 t；A矿井生产能力，2.4Mt/a；K储量备用系数，取1.3。 T= 131541824.7/2400000*1.3 =54.8（年）经计算，矿井服务年限54.8年。3.1.3 井型校核按矿井的实际煤层开采能力，辅助生产能力，储量条件及安全条因素对井型井型校核：煤层开采能力 井田内煤层赋存条件简单。辅助生产能力的校核 矿井为大型矿井，开拓方式为双立井两水平开拓，主井采用箕斗运煤，副井采用罐笼辅助运输，运煤能力和大型设备的下放可以达到设计井型的要求。工作面生产的原煤经平巷的胶带输送机到上山胶带输送运到采区煤仓，在到大巷到井底煤仓，再经主井箕斗提升到地面，运输能力达，自动化程度高。副井运输采用罐笼提升、下放物料。能满足大型设备的下放与提升。大巷辅助运输采用电机车运输，运输能力大，调度方便灵活。通风安全条件的校核矿井煤尘没有爆炸的危险性，瓦斯涌出量小，属于低瓦斯矿井。矿井的设计生产能力与整个矿井的工业储量相适应，保证有足够的服务年限，满足煤炭工业矿井设计规范要求，见下表：我国各类井型的矿井和第一水平设计服务年限表3.1.1 不同井型第一水平服务年限表矿井设计生产能力（万t、/a）服务年限（a）第一水平服务年限（a）煤层倾角45600及以上7035-300-5006030-120-2405025202045-90402015159-30各省自定3.2 矿井工作制度 根据煤炭工业矿井设计规范相关规定，确定矿井设计年工作日330天。 工作制度采用“四六制”，每天四班作业，三班生产，一班准备，每班工作6小时。 矿井每昼夜提升时间为16小时。4.井田开拓4.1 概述本井田为全隐蔽式煤田，位于太行山东麓山前丘陵地带，武安盆地的西部，呈山前过渡平原地形特征。井田中部有北洺河自西向东流过，为季节性河流。井田地面海拔标高在+246.87+355.77m。井田内主采2#煤层底板等高线标高在-650+200m。井田开拓以考虑开采2#煤层为主，进行开拓系统布置。4.1.1 煤层埋深对开拓系统的影响。井田地面平均海拔标高在+320m左右，而投产主采2#煤层埋深在-300m左右，进行井田开拓的垂直高差为600m左右，这就从很大程度上决定了采用立井开拓方案的可能性。4.1.2 断层分布及产状对开拓系统的影响。井田范围内主要断层的产状也是进行井田开拓布置的考虑因素。从整个井田范围来看，F2和F5断层对井田的开拓系统布置起决定性因素，个井田对地面工业广场的选择可以结合这方面进行分析。4.1.3 地面河流对开拓系统布置的影响。由于地表季节性河流北洺河从井田中部穿越，在进行井田开拓及地面工业广场的选择时，需要避开地表河流的影响，地面工业广场布置可以分别从布置在河流的两侧进行比较分析。4.1.4 通风系统对开拓系统布置的影响。通风方式也是决定开拓系统布置的主要影响因素。从井田范围及地表特征来分析，通风方式初步选择为两翼对角式通风的开拓系统，将风井布置在井田的两上角边界处。4.1.5 井田开拓的基本问题井田开拓主要研究如何布置开拓巷道等问题，应从以下几个方面进行研究。确定井筒的形式、数目、和配置合理选择井筒和工业广场的位置。合理确定开采水平的位置和数目。布置大巷和井底车场。确定矿井开采程序，做好开采水平的接替。进行矿井开拓延深、深部开拓及技术改造。合理确定矿井通风，运输及供电系统。 确定开拓问题，需根据国家政策，综合考虑地质、开采技术等多条件，经全面比较以后才能确定合理的方案。在解决开拓问题时，应遵循下列原则：1、贯彻执行国家有关煤炭工业的技术政策，为早出煤、出好煤高产高效创造条件。在保证生产可靠和安全的条件下减少开拓