介休鑫峪沟煤业采区设计.doc

晋中职业技术学院-毕业设计 目 录第一章 矿井的基本情况 2 第二章 采区布置及装备 33第一节 采区储量计算 33第二节 采区设计生产能力及服务年限 37第三节 采区开拓方式 38第四节 采煤方法及采煤工作面机械装备44第五节 采区运输系统及装备52第六节 供电、排水系统 53第七节 采区通风系统 53第八节 监测监控系统 53第九节 洒水降尘及防灭火系统 54第十节 压风系统 55第三章 采区巷道掘进 56第四章 采区风量计算及分配 59 第五章 技术经济分析 67 山西介休鑫峪沟煤业有限公司采区设计第一章 矿井的基本情况一、井田地质勘探程度及地质报告批准文号2010年10月山西省煤炭地质物探测绘院提交了山西介休鑫峪沟煤业有限公司兼并重组整合矿井地质报告。井田内5、9、11号煤层地质构造中等，煤层稳定，全井田大部可采。2010年10月26日，山西省煤炭工程项目咨询评审中心对该地质报告进行了评审，于2010年11月4日下发了“山西介休鑫峪沟煤业有限公司兼并重组整合矿井地质报告联合会审意见书”，山西省煤炭工业厅以文件关于山西介休鑫峪沟煤业有限公司兼并重组整合矿井地质报告的批复(晋煤规发【2010】1437号)对该地质报告予以批复，井田勘查程度达到了勘探。二、地质概况区域地质1.地层井田位于沁水煤田西部边缘，地层发育情况与沁水煤田其他地区及其西邻的霍西煤田相似。区域上(西起介休市洪山，东至平遥县辛村，北起平遥县城，南至平遥县千庄，面积710 km2)出露的地层从老到新依次为古生界奥陶系中统，石炭系中统、上统，二叠系下统、上统，中生界三叠系，新生界第四系等。从西往东依次出露奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系，第四系沿沟谷和山梁有不同程度分布。区域地层走向总趋势表现为北东走向，倾向北西的单斜构造。2.构造井田位处华北地台山西断隆之沁水台凹西缘。区域构造以断裂为主，褶曲不甚发育，总体上呈一向北西缓倾斜的单斜构造。影响区域煤层赋存和水文地质特征的区域性断裂构造如化家窑地垒和F2正断层。化家窑地垒北断层：整体走向NEE，倾向N，延伸15 km以上，地垒内为奥陶系中统石灰岩地层，两侧出露石炭系中统本溪组二叠系上统石千峰组，最大落差可达700 m以上。该断层自西向东横穿原板峪煤业南端，断层下盘出露二叠系下统下石盒子组，断层上盘出露石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。F2正断层：西起强南村南附近，向东延伸至井田西部，自原振兴煤业西北部延伸出井田，北东至孙村东南尖灭，延伸长度约7200 m。断层整体走向NEENE,倾向N，倾角70，最大落差(井田西侧)约140 m。断层错断新增区及原振兴煤业西北部各煤层。3. 区域含煤特征区域主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。山西组一般含煤5层，自上而下编号为1号、2上号、2号、3号和3下号，其中，3号煤层为不稳定的零星可采煤层，其余为不稳定不可采煤层。太原组含煤8层，其中5号煤层全区稳定可采，9号煤层较稳定大部可采，11号煤层较稳定大部可采。井田地质1.地层井田位于沁水煤田西部与霍西煤田交界处。井田内地表大多被第四系全新统(Q4)及上更新统(Q3)覆盖，中部沟谷地带出露二叠系上统上石盒子组(P2s)，井田西部边缘零星出露三叠系下统刘家沟组(T1l)，东部、中部出露二叠系上统上石盒子组，东南部出露二叠系下统下石盒子组(P1x)，深部赋存山西组(P1s)、石炭系上统太原组(C3t)、石炭系中统本溪组(C2b)和奥陶系中统峰峰组(02f) 地层。依据钻孔和地面地质资料由老至新简述如下。1)奥陶系中统上马家沟组(02s)加9号钻孔揭露该组地层，揭露厚度107.80 m。岩性为灰色、深灰色石灰岩夹泥质灰岩，石灰岩呈厚层状，隐晶结构，性脆，坚硬，岩溶裂隙和溶穴发育。2)奥陶系中统峰峰组(02f)岩性为深灰色、灰色石灰岩夹灰色泥灰岩，溶孔、溶穴发育，一般为方解石充填。加9号钻孔揭穿该组地层，厚度94.05m。3)石炭系中统本溪组(C2b)厚度24.65 m26.30 m，平均厚25.40 m。下部为褐铁矿层(山西式铁矿)、铝土矿及灰色铝土岩、粘土岩等；上部以深灰色泥岩、砂质泥岩和细粒砂岩为主；夹02层石灰岩，常相变为粗粒砂岩或泥岩。 4)石炭系上统太原组(C3t)组厚78.90 m109.60 m，平均98.08 m。岩性主要为灰黑色泥岩、砂质泥岩，灰色细粒砂岩，深灰色石灰岩和煤层；9号煤层之上一般发育4层石灰岩，自下而上编号为K2、K2上、K3和K4。该组为井田主要含煤地层之一。5)二叠系下统山西组(Pls)厚29.10 m55.83 m，平均厚度为37.62 m。岩性为黑、灰黑色泥岩、砂质泥岩夹灰色中、细粒砂岩及煤层。煤层主要发育于中、上部。该组为井田主要含煤地层之一，含煤8层，3号煤层不稳定零星可采，其余不稳定不可采。底部灰白色中厚层状中细粒砂岩或粉砂岩(K7)。6)二叠系下统下石盒子组(P1x)厚77.80 m120.00 m，平均厚度96.52 m。中部发育一层灰绿色中厚层状细粒砂岩(K9)，将本组地层分为上、下两部分。上部为灰绿、杂色泥岩、砂质泥岩夹砂岩的岩性组合；下部为深灰色灰黑、灰绿色泥岩、砂质泥岩夹薄层细粒砂岩、粉砂岩、煤线或薄煤层(炭质泥岩)，底部为一层灰白色中细粒砂岩(K8)，井田东南部出露上段地层。7)二叠系上统上石盒子组(P2s)由灰绿、黄绿、灰紫红、蓝紫色砂质泥岩和泥岩夹砂岩组成，组厚438.25 m506.20 m，平均厚472.27 m。依据岩性组合分为三段,井田内零星出露。8)二叠系上统石千峰组(P2s)为一套浅紫红色泥岩夹砂岩的岩性组合，底部为厚层中粗粒砂岩(K14)。201钻孔揭露该组地层，厚186.35 m。9)三叠系下统刘家沟组(T1l)浅灰紫红色细粒砂岩、粉砂岩夹薄层泥岩、砂质泥岩，细粒砂岩、粉砂岩具大型板状交错层理，含杏仁状泥砾。201孔揭露厚度236.25 m。10)第四系上更新统(Q3)为浅棕黄、浅棕红色砂质粘土，底部为厚层砂土和碎石土。厚0175 m，平均35 m左右。大面积分布于山顶、山坡地带。11)第四系全新统(Q4)为近代沟谷冲-洪积物，由卵石、砾石和砂土等组成，厚035 m，平均12m。2.含煤地层井田内主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。 3.构造井田总体构造为一背斜，轴部位于井田东侧，地层倾角一般为513,局部可达30。断裂构造发育。井田构造属中等类型。1)褶曲S1背斜：位于井田东部边缘，自原沟底煤矿东南部延伸至原振兴煤矿东北边界之外，绝大部分为第四系黄土层掩盖，仅有零星出露，核部和两翼为二叠系上石盒子组(P2s)和下石盒子组(P1x)。2)断层井田内断裂构造发育。由于井田煤层大多位于深部，故断层构造的影响主要为对煤层连续性的破坏和对矿井水文地质条件的影响。(1)F1正断层 位于矿区西北部，自新增区西界延入井田，新增区北界延伸出井田北边界，断层走向NE，倾向NW，倾角70。为第四系黄土层掩盖，钻孔揭露，太原组三段地层缺失，根据钻孔标志层和煤层埋深推断，落差约25 m。(2)F2正断层 为区域断层。位于矿区北部，自新增区西界延入井田，至原振兴煤业西北边界处延伸出井田北边界，断层走向NEENE，倾向NWWNW，倾角70。为第四系黄土层掩盖，根据钻孔标志层和煤层埋深推断，井田内最大落差约120 m。(3)F3正断层 位于井田北部，自新增区西北边界延入井田，由东北边界延伸出井田，断层走向NE，倾向NW，倾角70。绝大部分为第四系黄土层掩盖，仅在矿区东北部有一露头。在露头处，断层上盘为二叠系上统上石盒子组中段灰紫色砂质泥岩夹砂岩，下盘为二叠系上统上石盒子组中段灰紫色砂质泥岩、灰绿色砂岩，断层走向NE,倾向NW，倾角70左右，落差40 m60 m。根据钻孔揭露、二维地震资料和露头实测确定。(4)F4正断层 位于矿区北部、原振兴煤矿中部，向西南延伸至新增区东南部，断层走向NENEE,倾向NWNNW，倾角70左右，落差20 m。为黄土掩盖，根据钻孔间标志层和煤层深度关系、二维地震资料确定。(5)F5正断层 位于原沟口煤矿与振兴煤矿交界地段，向西南延伸出井田西边界，走向NE,倾向NW，倾角70，落差15 m20 m。根据井下巷道揭露和钻孔对比结果综合确定。(6)F6正断层 位于矿区中部，巷道揭露，断层走向NE，倾向SE，倾角34，落差20 m60 m。(7)F7正断层 位于矿区中东部，断层走向NE，倾向NW，倾角70，区内最大落差约60 m。井下巷道揭露。(8)F8正断层 位于井田东部，走向NE，倾向NW，倾角75，最大落差30 m，根据井巷揭露和地面观测情况确定。(9)F9正断层 自西向东横穿井田南侧、原板峪煤业井田南部，从原沟底煤业南边界延伸入井田，至新寨村西延伸出井田。根据井巷揭露和地质填图情况综合确定。走向ENE，倾向N，倾角70，落差20 m40 m。(10)F10正断层 位于井田中部、F3正断层南侧，走向NE，倾向NW，倾角70，最大落差约10 m。(11)F11正断层 位于F7正断层南侧，走向近NE，倾向NW，倾角70，落差约15 m。井下巷道揭露。(12)F12正断层 位于矿区中部，井下巷道揭露，与F6正断层走向基本一致，北东端为F6正断层截止，向南西方向延伸出井田。走向NE，倾向SE，倾角70，落差20 m。表2-1-1 褶曲统计一览表 编号相对井田位置轴向延伸长度(m)其他特征可靠程度S1东部N3000基本对称可靠表2-1-2 断层统计一览表 编号相对井田位置延伸长度(m)产 状控制程度F1西北1000NW70H=25 m可靠F2西北3200NW70H=120 m基本可靠F3北3300NW70H=40 m60 m基本可靠F4北1600NW70H=20 m基本可靠F5北2300NW70H=15 m20 m基本可靠F6东南3100SE34H=20 m60 m可靠F7东1300NW70H=60 m可靠F8东南1000NW75H=20 m30 m可靠F9南1400NW70H=20 m40 m可靠F10中1250NW70H=10 m可靠F11东300NW70H=15 m可靠F12中3000SE70H=20 m基本可靠井田内未见岩浆岩侵入现象。三、煤层及煤质(一)煤层1.含煤性井田内主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。 1)山西组山西组共含煤8层，可见1号、1下号、2上号、2号、2下号、3上号、3号和3下号等8个煤层，煤层总厚度为2.06m，地层总厚29.10 m55.83 m，平均厚度37.62 m，含煤系数为5.47。其中1号、1下号、2上号、2号、2下号、3上号和3下号煤层不稳定，为不可采煤层； 3号可采范围零星分布于井田中西部、北部，不稳定零星可采煤层，不具工业开采价值。2)太原组太原组含煤10层，一般可见4号、5号、6号、7上号、7号、8号、9号、10上号、10号和11号煤层，煤层总厚度为9.69 m，地层总厚78.90 m109.60 m，平均厚度98.08 m，含煤系数为9.88。其中7上号和8号煤层不可采；7号煤层零星分布于井田西部、北部，10上号煤层零星分布于井田西部、北部，10号煤层零星分布于井田北部，均属不稳定零星可采煤层，不具工业开采价值；5号、 9号和11号煤层为稳定全井田可采煤层。4号和6号煤层与5号煤层间距不稳定，常尖灭或与5号煤层合并为一层；当与5号煤层合并或可视为同一煤层时，因5号煤层层位和厚度较为稳定，按5号煤层进行编号并对比，反之则单独编号对比。综上所述，井田内主要可采煤层包括5号、9号和11号煤层，其余煤层均属零星可采或不可采煤层，不具工业开采价值。2.可采煤层根据地质报告提供的数据，本矿批准的1号、1下号、2上号、2号、2下号、3上号和3下号煤层不稳定，为不可采煤层；3号煤层属不稳定零星可采煤层； 7上号和8号煤层不可采；7号、10上和10号煤层均属不稳定零星可采煤层，不具工业开采价值，因此本次设计主要以5、9和11号煤层为主。1) 5号煤层位于太原组顶部，煤层厚1.04m4.15m，平均厚2.13 m，结构简单，含02层夹矸；顶板为砂质泥岩、粉砂岩，底板为砂质泥岩。为全井田可采的稳定煤层。2)9号煤层位于太原组下部，煤层厚0.30m3.25m，平均厚2.00m；上距5号煤层57.24m70.55m，平均64.44m；结构简单，含02层夹矸；老顶为K2石灰岩，伪顶为泥岩，底板为砂质泥岩、泥岩。为大部可采的稳定煤层。3)11号煤层位于太原组底部，煤层厚0.80m4.90m，平均厚2.49m；上距9号煤层5.53m21.83 m，平均12.31m；结构简单，含02层夹矸；顶板为泥岩或细粒砂岩，底板为泥岩。为全井田可采的稳定煤层。各可采煤层特征见表2-1-3。表2-1-3 可采煤层特征表含煤地层煤层号煤层厚度最小-最大平均(m)煤层间距最小-最大平均(m)夹矸层数结构稳定性可采性容重(t/m3)顶底岩性顶板底板太原组51.04-4.152.1357.24-70.5564.440-2简单稳定全井田可采1.39砂质泥岩粉砂岩砂质泥岩90.30-3.252.000-2简单稳定井田内大部可采1.41石灰岩泥岩砂质泥岩5.53-21.8312.31110.80-4.902.490-2简单稳定全井田可采1.42泥岩细粒砂岩泥岩煤质1物理性质井田内各煤层的物理性质大体相同，表现为黑色，条痕色为棕黑色，玻璃光泽，硬度一般为2-3，有一定的韧性，贝壳状、参差状断口，内生裂隙发育。煤层主要为条带状结构，层状构造。(1)宏观煤岩特征煤层宏观煤岩组分以亮煤、暗煤为主，镜煤次之，丝炭少量，宏观煤岩类型多为半亮型，局部为半暗型，暗淡型、光亮型较少。(2)显微煤岩特征5号煤层显微煤岩组分中，有机组分百分含量为79.60%，在有机组分中惰质组百分含量为54.77%，镜质组百分含量为45.23%；无机组分百分含量为20.40%，其中，粘土类占18.00%，硫化物类占2.40%。镜下有机物可分为镜质组和惰质组，镜质组主要为均质镜质体，其次为基质镜质体；惰质组以碎屑惰质体为主，氧化丝质体次之。无机组分以粘土矿物为主，黄铁矿少量；粘土矿物呈微层状、充填细胞腔；黄铁矿呈粒状。镜质组最大反射率(R0max%)为1.10。2煤的化学性质、工艺性能1)化学性质井田可采煤层包括5号、9号和11号等3个稳定可采煤层。各可采煤层化学性质见表2-1-4。依据中国煤炭分类(GB5751-1986)和煤炭质量分级 第1部分：灰分(GB/T15224.1-2004)、煤炭质量分级 第2部分：硫分(GB/T15224.2-2004)及煤炭质量分级 第3部分：发热量(GB/T15224.3-2004)标准，按照炼焦用煤浮煤标准，5号煤层为低灰中灰、特低硫中高硫、特低磷低磷分、低热值特高热值的焦煤；9号煤层为低灰中灰、低硫分中高硫、特低磷中磷分、低热值特高热值的焦煤；11号煤层为，中灰、特低硫中高硫、特低磷低磷分，低热值特高热值的焦煤。煤层指标标表2-1-4 煤质特征汇总表 5号9号11号灰分Ad(%)原煤14.82-38.83(24.37)6.51-36.62(21.99)13.12-35.90(25.56)浮煤6.47-9.85(8.72)5.93-9.89(8.47)5.45-9.71(8.23)挥发分Vdaf(%)原煤25.90-38.28(28.72)21.89-34.30(25.89)22.47-29.86(26.10)浮煤21.76-26.76(24.85)19.95-25.40(22.60)17.90-26.16(22.40)全硫St,d(%)原煤0.42-2.96(1.37)0.65-2.95(2.06)0.51-3.00(1.47)浮煤0.56-1.71(0.92)0.66-2.76(1.51)0.67-2.52(1.11)磷Pd(%)原煤0.006-0.041(0.023)0.002-0.054(0.0125)0.005-0.046(0.016)浮煤0.007-0.032(0.013)0.006-0.012(0.009)0.011-0.012(0.012)高位发热量Qgr,d(MJ/kg)原煤20.13-30.55(25.74)19.70-33.38(26.63)17.30-30.73(25.12)浮煤31.47-33.01(32.50)29.72-33.44(32.27)31.39-33.74(32.56)粘结指数GR.I浮煤68-98(84.71)52-91(79.78)27-91(72.08)胶质层Ymm(mm)浮煤15-27(18.57)8-17(12.83)10-24(15.62)视相对密度 t/m3原煤1.35-1.47(1.39)1.32-1.49(1.41)1.39-1.48(1.42)浮煤2)工艺性能(1)煤的发热量5号煤层原煤高位发热量(Qgr，d)为20.13 MJ/kg30.55 MJ/kg，平均25.74 MJ/kg。浮煤高位发热量(Qgr，d)31.47 MJ/kg 33.01 MJ/kg，平均32.50 MJ/kg。9号原煤高位发热量(Qgr，d)为19.70 MJ/kg 33.38 MJ/kg，平均为26.63 MJ/kg；浮煤高位发热量(Qgr，d)为29.72 MJ/kg 33.44 MJ/kg，平均为32.27 MJ/kg；11号原煤高位发热量(Qgr，d)为17.3 MJ/kg30.73 MJ/kg，平均25.12 MJ/kg；浮煤高位发热量(Qgr，d)为31.39 MJ/kg33.74 MJ/kg，平均32.56 MJ/kg。(2)煤的粘结性、结焦性5号煤层粘结指数(GRI)为6898,平均为84.71；最大胶质层厚度(Y)15 mm-27 mm，平均18.57 mm。9号煤层粘结指数(GRI)为5291,平均为79.78；最大胶质层厚度(Y)8 mm-17 mm，平均12.83 mm。11号煤层粘结指数(GRI)为2791,平均为72.08；最大胶质层厚度(Y)10 mm-24 mm，平均15.62 mm。(3) 煤灰成分 各煤层煤灰成分以SiO2、Al2O3和Fe2O3为主，其含量总和均达到90%以上。(4) 灰熔融性 根据煤灰熔点分级，以软化温度(ST)进行分级，各可采煤层原煤平均煤灰熔点分级见表2-1-5。表2-1-5 各可采煤层平均灰熔点分级表 指标类别5号9号11号高熔灰分(C)14101420难熔灰分(C)150015001500(5)焦渣特征煤的工艺性能根据本次勘探的煤质化验指标进行评述。各煤层焦渣特征指标列于表2-1-6。表2-1-6 煤层焦渣特征一览表 煤 层5911焦渣特征(CRC)6.316.045.933)煤类煤类划分依据中国煤炭分类(GB/57511986)标准，煤炭质量分级依据中国煤炭质量分级(GB/T152242004)标准，本井田煤的主要分类指标为Vdaf、G，辅助指标为yb。井田内5号、9号和11号煤层均为低热值-特高热值的焦煤。3.可选性本次采取了井下5号和9号煤层煤样，进行简易筛分浮沉试验，试验资料及曲线见附件。依据煤炭可选性评定办法(GB16417-1996)和本次试验结果，对5号、9号煤层可选性评价如下。1)5号煤层：浮煤灰分4%时，理论产率为66.50%，分选密度为1.36 g/cm3,0.1含量为76.34%，属极难选等级；浮煤灰分5%时，理论产率为83.67%，分选密度为1.43 g/cm3,0.1含量为36.25%，属难选等级；浮煤灰分6%时，理论产率为93.63%，分选密度为1.60 g/cm3,0.1含量为5.08%，属易选等级。2)9号煤层：浮煤灰分13%时，理论产率为66.50%，分选密度为1.36 g/cm3,0.1含量为76.34%，属极难选等级；浮煤灰分5%时，理论产率为83.67%，分选密度为1.43 g/cm3,0.1含量为36.25%，属难选等级；浮煤灰分6%时，理论产率为93.63%，分选密度为1.60 g/cm3,0.1含量为5.08%，属易选等级。4煤的风氧化井田各可采煤层最小埋深均大于100 m，不存在风氧化现象。5煤质及工业用途评价5号煤层为低灰中灰、特低硫中高硫、特低磷低磷分、低热值特高热值的焦煤。9号煤层为低灰中灰、低硫分中高硫、特低磷中磷分、低热值特高热值的焦煤。11号煤层为中灰、特低硫中高硫、特低磷低磷分，低热值特高热值的焦煤。井田内5号、9号和11号煤层经洗选后可作为炼焦用煤。6有益矿产据区域资料，井田内其他有益矿产主要有黄铁矿、石膏、铝土及粘土等。四、井田水文地质区域水文地质1.区域概况山西介休鑫峪沟煤业有限公司位于沁水煤田西缘、洪山泉域中段北边界，地势为南高北低，区域上出露地层有奥陶系碳酸盐岩、石炭系碎屑岩夹碳酸盐岩、二叠系三叠系碎屑岩，以及第四系的风积、冲洪积物。以地貌形态和成因可分为基岩山区、构造剥蚀低山丘陵区和冲-洪积平原区三个地貌形态。井田属黄河流域汾河水系，汾河从井田北外侧13km处流过，其主要支流龙凤河、樊王河、张涧河均为季节性河流。地下水属洪山泉域，位处洪山泉径流带，西南距洪山泉约7km。2.含水层含水岩组是按地下水含水介质以及赋存条件、水动力特征划分的。现将各含水岩组的水文地质特征分述如下。1)奥陶系碳酸盐岩裂隙、岩溶含水岩组井田地下水属洪山泉域。洪山泉出露于介休市洪山村东南，为本省岩溶泉之一，泉口高程916 m，1973年1981年间，年平均流量为1.32 m3/s；1994年19月份平均流量为0.694 m3/s,至2005年4月，流量仅0.12 m3/s。目前，除八角泉尚有少量地表排泄外，泉群其他泉点已全部断流。泉水属重碳酸钙镁型水，矿化度0.44g/L,泉域总面积444 km2,主要含水层为奥陶系中统石灰岩。控制该区岩溶水补给与排泄的构造包括化家窑地垒和绵山山前断裂带。2)石炭系碎屑岩夹碳酸盐岩裂隙岩溶含水岩组 主要出露在普洞及其以西地区，岩性为灰白、灰黑色铝土岩、砂质泥岩夹石灰岩。石灰岩为灰色，厚层状，小型岩溶发育。据温家沟井田精查地质报告ZK10号水文孔资料,钻孔单位涌水量为0.044 L/sm,水质类型为重碳酸钾钠型，矿化度0.426 g/L。3)三叠系及二叠系碎屑岩裂隙含水岩组分布在东南及南部山区，岩性主要为紫色砂质泥岩和灰黄色、灰红色细粒砂岩、灰黄-灰红色带灰绿色长石砂岩、紫灰色砂质泥岩、泥岩。出露于该地层中的泉水流量0.046 L/s5.1 L/s。4)第四系上更新统、中更新统松散岩类孔隙含水岩组分布在山前丘陵区及倾斜平原区，含水层岩性为砂卵石，含水层厚0150 m,钻孔单位涌水量0.28 L/sm0.56 L/sm，为重碳酸钠钙镁型水，矿化度0.5 mg/L左右，水温13C左右。从丘陵区到倾斜平原区，涌水量有逐渐增大的趋势。5)第四系全新统松散岩类孔隙含水岩组分布在低山丘陵区较大沟谷中和冲积平原区，含水层岩性为粉细砂、中-粗砂夹砾石。野外民井调查，一般井深40 m左右，水位埋深在8 m14 m之间，单位涌水量0.281.11 L/sm,水质类型属重碳酸钠钙镁型。井田水文地质条件1. 地表水井田内无常年性河流。张涧河属季节性河流，位于井田西部，是区内最大的河谷，仅在雨季遇较为持续的降雨时沟谷内有短期的地表径流，平时有不定量的煤矿矿井排水，自南向北穿过井田，最终汇入汾河。井田内长度约3.1 km，最高洪水位1020 m910 m。井田内主要的次级沟谷包括丈道沟和西沟。井田内各主要含水层之补给来源主要为大气降水，其特点是受气候变化及地理环境影响很大，在雨季，当大气降水渗入地下而成地下径流后，往往顺岩层倾斜方向流动，在被切割深处多以泉的形式出露，其余即潜向地层深部。2.井田主要含水层奥陶系中统碳酸盐岩岩溶裂隙含水层段本组为煤系地层之基底，岩性为厚层状海相石灰岩，主要成分为碳酸钙，因其易为水侵蚀溶解，在深部溶洞、裂隙十分发育，甚至使上部岩层塌陷而成柱状陷落。从区域特征来看，本层段是主要的地下含水层段。根据钻孔抽水试验结果和区域地下水特征，推断井田奥陶系岩溶水水利梯度为0.5，水位标高910.00 m913.00 m。石炭系上统太原组的碳酸盐岩岩溶裂隙含水层段本层段仅在井田南部有小面积出露，以34层石灰岩夹泥岩、砂岩及煤层为主，其中最下一层(K2)石灰岩一般厚2.40 m-3.00 m，岩溶较为发育，富水性较好；其余三层石灰岩(K2上、K3 和K4)富水性稍差。温家沟ZK10号孔位于井田以东约3.5 km处，据其抽水资料，单位涌水量为0.044 L/s.m，水质类型为HCO3Na型，矿化度0.43 g/L。属弱富水性含水层。二叠系下统山西组裂隙含水层段含水层以细中粒砂岩为主，是2号、3号和5号煤层的直接充水含水层。含水层厚度一般22.00 m-31.00 m。本次勘查，在加9号钻孔中进行了C3t+P1s段混合抽水试验，实测结果为混合水位标高(H)935.62 m,涌水量(Q)0.033 L/s，单位涌水量0.00085 L/s.m，渗透系数0.001183 m/d。属弱富水性含水层。二叠系上、下石盒子组砂岩裂隙含水层段岩性以泥岩、砂岩互层或泥质岩类夹砂岩为主，由于遭风化剥蚀，风化裂隙发育，为大气降水的入渗补给创造了条件，大部分季节泉都出露于该地层中。据区域水文地质资料，单泉流量0.0460.8 L/s。据温家沟ZK10孔抽水资料，单位涌水量0.019 L/sm ，属弱富水性含水层。第四系松散层类孔隙含水层段第四系中、上更新统地层广泛分布于井田内的梁峁地段，第四系全新统分布于较大的沟谷中，含水层岩性主要为砂、砾石层，连续性较差，补给条件较好，但多为透水不含水岩层，仅局部地段含水，含水微弱。2.井田主要隔水层1) 二叠系上、下石盒子组泥岩隔水层二叠系石盒子组地层为一套泥岩、砂岩交互沉积地层，泥岩厚度大，且连续稳定，隔水性能好，是浅层地下水与煤系地层之间较好的隔水层。2) 本溪组泥岩隔水层本组岩性以铝土质泥岩、砂质泥岩、灰白色细粒砂岩及深灰色石灰岩组成，厚24.65 m26.30 m，无明显含水层存在，为煤系含水层段与奥陶系岩溶含水层段间的重要隔水层。3.井田地下水的补给、径流、排泄条件1)岩溶水井田位于洪山泉域北中段，属普洞褶断带水文地质单元，主要通过断裂带接受大气降水与地表水的入渗补给，井田内水位标高912.50 m-910.85 m。地下水接受补给后，沿层面裂隙顺层径流，向西南排出区外，加入区域地下水循环，并最终排向晋中盆地。在沟谷切割深处以泉的形式排出地表，补给松散岩类孔隙水。2)碎屑岩类裂隙水碎屑岩类裂隙水的补给主要来自裸露区大气降水和上覆松散层的入渗补给。受区域构造控制，地下水在重力作用下沿岩层裂隙顺层运动，补给岩溶含水层，在沟谷切割深处以泉的形式排出地表，或补给第四系松散岩类孔隙水。另外，主要排泄方式还包括生产矿井的矿井排水和人工开采。3)松散岩类孔隙水松散岩类孔隙水除大气降水的垂直入渗补给外，还有地表水入渗补给和基岩裂隙水的侧向补给。地下水的流向一般与地表水的流向大致相似，排泄方式除蒸发外，主要是人工开采或补给深层基岩裂隙水。矿井充水因素分析及水害防治措施1.大气降水大气降水通过岩层节理裂隙、构造破碎带和采空区上方地表形变形成的裂缝渗漏，补给地下含水层，是矿井充水因素之一。其特点一是受季节变化影响明显，二是随着煤矿开采活动延续造成的地表形变加剧，其影响将不断加强。2.采(古)空区积水(1)四邻煤矿采空区积水井田周边原分布有3座矿井，主要开采5号、9号和11号煤层，开采深度一般在50 m300 m左右。原山西介休光亮煤业有限公司5号煤层现有采空积水区1处，位于其井田东部，面积2245.87 m2。9号煤层现有采空积水区2处，位于其井田南部，分别为1994年1999年间和2000年2005年间开采形成，位于与原沟底煤业井田相邻处，面积分别为22886.5 m2、1888.2 m2；9号煤层采空区总面积约24774.7 m2 。11号煤层现有采空积水区2处，采空积水区总面积约18125 m2，其中2005年2006年采空区位于该井田西部、与原沟底煤业交界部位，面积约5992 m2；2003年以前采空积水区位于其井田东部，面积12133 m2。上述采空区均有不同程度的积水现象。原山西隆腾煤业有限公司(原旧寨煤矿)9号煤层现有采空积水区1处，位于其井田北部，采空区面积约2041 m2，积水约600 m3。上述采空区底板标高高于本井田同一煤层底板标高，一定程度上影响本矿井充水。山西青云煤业有限公司煤矿由原介休市连福镇赵家窑煤矿与连福镇北山头煤矿(整合后关闭)及部分新增区进行资源整合而成。原赵家窑煤矿曾开采9号、11号煤层，F4断层以南2号、3号煤层均为古空区，9号和11号煤层已全部采空；据调查，9号采空区面积约3506250 m2，采空区积水约500000 m3；11号煤层采空区面积约3506250 m2，采空区积水约650000 m3。2号、3号煤层为古空区，范围和面积基本相同，面积约1400000 m2，经调查无积水现象。井田周边另一处较大的采空积水区为原板峪煤业南端、化家窑地垒北断层以南地段。由于煤层埋藏深度小，开采历史悠久，5号、9号和11号全部采空。5号煤层采空区无积水，9号煤层采空区积水约131040 m3，11号煤层采空区积水约240790 m3。(2)井田内原有各矿井采(古)空区积水井田内原有振兴煤业、沟口煤业、沟底煤业和板峪煤业等4座矿井。原沟口煤业、振兴煤业和板峪煤业开采5号煤层，板峪煤业开采5号和9号和11号煤层。以下将各矿井采空区分布和积水特征简述如下。目前，井田面积最大的积水区域位于井田东南部、原沟底煤业东南边缘地带，其出水部位为F9断层，造成出水的原因为2003年9号煤层巷道掘进时揭穿了断层，奥陶系岩溶水由断层破碎带突出，矿方已对出水和水淹地段采取了永久封闭措施。以巷道和小工作面积水为主，5号煤层采空区积水量约605409m3；9号煤层巷道和采掘工作面几乎被全部淹没，积水量约420713m3；11号煤层采空区积水量为60721m3。其他采空积水地段还包括原沟口煤业东部、南部和东南部5号煤层采空区，原沟底煤业东南角，原板峪煤业北部、现矿界南部至南侧外围一带5号煤层采空区和原沟底煤业东南角11号采空区等。3.煤层顶底板充水条件主要可采煤层中，5号煤层以顶板充水为主，因其顶底板为泥岩(或砂质泥岩)，充水方式以构造裂隙和破碎带涌水为主。井田内原各矿井开采5号煤层时，矿井正常涌水量100 m3/d 。9号煤层顶板为K2石灰岩，11号煤层顶板以泥质岩为主。对邻近地段煤矿调查的情况表明，9号和11号煤层矿井充水以构造裂隙、破碎带和顶板淋水为主，正常涌水量一般不超过 150 m3/d。顶板最大冒落带高度计算采用建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程(国家煤炭工业局 2000)附录六附表6-1公式。Hm=100M/(2.1M)2.5式中 Hm冒落带最大高度(m)； 号项中误差；顶板导水裂缝带公式采用建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程(国家煤炭工业局 2000)附录六附表6-2公式。Hli=n(M)1/2+10式中 Hli导水裂缝带最大高度(m)； M煤层累计采厚(m)； n与顶板岩性有关的系数，5号煤层取20 ，9号煤层取30 ，11号煤层取30 。可采煤层冒落带最大高度和导水裂缝带最大高度计算结果见表2-1-7。 从表2-1-7的计算结果可以看出，5号煤层采空区冒落带最大高度和导水裂缝带最大高度均小于煤层到地面的高度，5号煤层不致冒落到地表，导水裂缝带不致沟通地表；9号煤层冒落带最大高度和导水裂缝带最大高度均小于到5号煤层的高度，9号煤层采空区不致冒落到5号煤层，导水裂缝带不致沟通5号煤层采空区积水；11号煤层采空区冒落带最大高度一般小于与9号煤层间距；11号煤层导水裂缝带最大高度大于与9号煤层间距，能够沟通9号煤层采空区积水。表2-1-7 冒落带最大高度和导水裂缝带最大高度计算结果一览表 煤层编号煤层累计采厚(m)煤层间距(m)冒落带最大高度(m)导水裂缝带最大高度(m)最小-最大平均值最小-最大平均值最小-最大平均值最小-最大平均值地面100(最小)57.24-70.5564.445.53-21.8312.316.55-9.877.395.39-14.249.903.51-12.328.3130.40-47.4 38.9139.55-64.052.4336.83-80.75 8.2851.04-4.152.1390.30-3.252.00110.80-4.902.494.构造对井田水文地质条件的影响井田内构造较为发育，东部边界为S1背斜，规模较大的断层包括F2、F3、F5和F6等正断层。背斜轴部碎屑岩裂隙发育，一定程度上利于大气降水和上覆含水层向深部入渗补给。受断裂构造影响，井田内岩层节理裂隙十分发育，尤以泥质岩类为明显。钻孔中岩芯一般较为破碎，矿井下泥质岩类井壁往往出现冒顶、片帮甚至底鼓现象。井下调查发现，在规模较大的断层两侧，一但揭露断层，往往出现断层带涌水，且承压特征明显。故此得出以下结论，一是断层的发育造成岩层节理裂隙发育，局部地段甚至极为破碎，加之断层带胶结差，往往成为良好的地下水通道；二是由于井田大部分地段煤层均存在不同程度的奥陶系岩溶水带压现象，一但揭露断层，便可能造成奥陶系岩溶水顺断层带突出。综上所述，井田内断层带及其两侧破碎带富水性好，是沟通各地下含水层的良好通道。5.煤层奥陶系岩溶水突水系数计算根据加9号钻孔抽水试验成果和洪山泉域水力特征推断，井田内奥陶系岩溶水水位标高910m-913 m。各可采煤层均属带压开采。各煤层底板突水系计算采用国家安全生产监督管理局第28号令公布施行的煤矿防治水规定附录4公式。T=P/M式中：T突水系数，(MPa/m) P底板隔水层承受的水压(MPa)，奥陶系岩溶水水位913.00 m-910.00 m。M底板隔水层厚度，(m)。5号煤层突水系数最大值=P/M=10.67/97.69=0.109(MPa/m)5号煤层突水系数最小值= P/M=1.02/130=0.008(MPa/m)9号煤层突水系数最大值= P/M=10.67/61.15=0.174(MPa/m)9号煤层突水系数最小值= P/M=1.02/60=0.017(MPa/m)11号煤层突水系数最大值= P/M=10.67/40=0.267(MPa/m)11号突水系数最小值= P/M=1.02/40=0.025(MPa/m)由以上计算结果可以看出，井田内5号煤层奥陶系岩溶水突水系数介于0.0080.109之间，9号煤层奥陶系岩溶水突水系数介0.0170.174之间，11号煤层奥陶系岩溶水突水系数介0.0250.267之间。突水系数最大值处在井田西北角，最小值处在井田东南角。根据不同地段计算结果并按内插法，在井田在各煤层矿井充水性图上内插岩溶水突水性特征线，划分出带压开采区，并进一步划出岩溶水岩层正常块段突水性安全区和突水性危险区。5号煤层在井田范围内全部为带压开采区，其中，井田西北部、F3正断层以北至201号钻孔东侧地段突水系数大于0.06,为岩溶水岩层正常块段突水性安全区；井田西北边缘、201钻孔邻近地段突水系数大于0.10,为突水性危险区。9号煤层在井田范围内全部为带压开采区，其中，304号钻孔、加10号钻孔东侧、补1号钻孔南侧一线，至302号钻孔东侧、203号钻孔、井田东北角一线地段突水系数大于0.06,为岩溶水岩层正常块段突水性安全区；202号钻孔东侧、203号钻孔、井田东北角一线以西、以北地段突水系数大于0.10，为突水性危险区。11号煤层在井田内全部为带压开采区，其中， 1003号钻孔、井田中东部边界一线，至F5正断层上盘、401号钻孔、加10号钻孔、补1号钻孔北侧一线地段突水系数大于0.06，为岩溶水岩层正常块段突水性安全区；F5正断层上盘、401号钻孔、加10号钻孔、补1号钻孔北侧一线以北、以西地段突水系数大于0.10，为突水性危险区。6.矿井水害井田东南部、原沟底煤业与现德隆煤业交界地段9号煤层采空区曾发生断层涌水现象，涌水量约450 m3/d，出水点位于F7断层下盘。现该段采空区已封闭；原沟底煤业与原东风煤业贯通地段已永久封闭。未来矿井生产过程中需加强对该段采空区积水及封闭设施的监测，及时发现、排除隐患。矿井充水水源包括大气降水通过碎屑岩裂隙入渗、断层及其破碎带导水、奥陶系岩溶水通过底板和破碎带突水以及采空区积水，其中，大气降水通过断层及其破碎带和碎屑岩裂隙入渗向矿井充水是矿井充水的常态因素，而采空区积水和底板奥陶系岩溶水突水则是其不确定的因素，而正因为其存在发生条件、时段和危害程度的不确定性，更应在未来生产中予以高度重视。矿井涌水量原沟口煤业生产能力0.15Mt/a，开采5号煤层，矿井最大涌水量110 m3/a，正常涌水量80 m3/a；原振兴煤业生产能力0.21Mt/a，开采5号煤层，矿井最大涌水量160 m3/a，正常涌水量130 m3/a；原沟底煤业生产能力0.21Mt/a，开采5号煤层时，矿井最大涌水量150 m3/a，正常涌水量130 m3/a；原板峪煤业实际生产能力0.09Mt/a，开采5号煤层，矿井最大涌水量120 m3/a，正常涌水量70 m3/a。原沟底煤业生产能力0.21Mt/a，开采9号煤层时，矿井最大涌水量260 m3/a，正常涌水量180 m3/a；兼并重组整合后，矿井生产能力将达到0.90Mt/a。5号煤层根据原板峪煤业矿井涌水量、9号煤层根据原沟底煤业矿井涌水量，采用富水系数比拟法对0.90Mt/a时矿井涌水量预算如下。 Q=KpP=Q0P/P0。式中：Kp富水系数，计算得5号煤层最大、正常富水系数分别为13.33、7.78，9号煤层最大、正常富水系数分别为12.38、8.57；Q设计矿坑涌水量(m3/d)；Q0现采矿井实际排水量(m3/d)，5号煤层最大涌水量和正常涌水量分别取120 m3/a、70 m3/a，9号煤层最大涌水量和正常涌水量分别取260 m3/a、180 m3/a；P0实际生产能力(Mt/a),5号煤层取0.09Mt/a，9、11号煤层均取0.21Mt/a；P设计生产能力(Mt/a)。经计算得，5号煤层预算矿井最大涌水量1200 m3/d ，正常涌水量700 m3/d； 9号煤层矿井最大涌水量1115m3/