介休鑫峪沟煤业采区设计

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710KM2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15KM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700M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7200M。断层整体走向NEENE,倾向N，倾角70，最大落差井田西侧约140M。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10780M。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9405M。3石炭系中统本溪组C2B厚度2465M2630M，平均厚2540M。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7890M10960M，平均9808M。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2910M5583M，平均厚度为3762M。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7780M12000M，平均厚度9652M。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43825M50620M，平均厚47227M。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18635M。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23625M。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0175M，平均35M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035M，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。1F1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25M。2F2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120M。3F3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40M60M。根据钻孔揭露、二维地震资料和露头实测确定。4F4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20M。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。5F5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15M20M。根据井下巷道揭露和钻孔对比结果综合确定。6F6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20M60M。7F7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60M。井下巷道揭露。8F8正断层位于井田东部，走向NE，倾向NW，倾角75，最大落差30M，根据井巷揭露和地面观测情况确定。9F9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20M40M。10F10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10M。11F11正断层位于F7正断层南侧，走向近NE，倾向NW，倾角70，落差约15M。井下巷道揭露。12F12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20M。表211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212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1000NW70H25M可靠F2西北3200NW70H120M基本可靠F3北3300NW70H40M60M基本可靠F4北1600NW70H20M基本可靠F5北2300NW70H15M20M基本可靠F6东南3100SE34H20M60M可靠F7东1300NW70H60M可靠F8东南1000NW75H20M30M可靠F9南1400NW70H20M40M可靠F10中1250NW70H10M可靠F11东300NW70H15M可靠F12中3000SE70H20M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206M，地层总厚2910M5583M，平均厚度3762M，含煤系数为547。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969M，地层总厚7890M10960M，平均厚度9808M，含煤系数为988。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。15号煤层位于太原组顶部，煤层厚104M415M，平均厚213M，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。29号煤层位于太原组下部，煤层厚030M325M，平均厚200M；上距5号煤层5724M7055M，平均6444M；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。311号煤层位于太原组底部，煤层厚080M490M，平均厚249M；上距9号煤层553M2183M，平均1231M；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213。表213可采煤层特征表顶底岩性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顶板底板510441521302简单稳定全井田可采139砂质泥岩粉砂岩砂质泥岩572470556444903032520002简单稳定井田内大部可采141石灰岩泥岩砂质泥岩太原组110804902495532183123102简单稳定全井田可采142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23，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7960，在有机组分中惰质组百分含量为5477，镜质组百分含量为4523；无机组分百分含量为2040，其中，粘土类占1800，硫化物类占240。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110。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214。依据中国煤炭分类GB57511986和煤炭质量分级第1部分灰分GB/T1522412004、煤炭质量分级第2部分硫分GB/T1522422004及煤炭质量分级第3部分发热量GB/T1522432004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。表214煤质特征汇总表5号9号11号原煤14823883243765136622199131235902556灰分AD浮煤647985872593989847545971823原煤259038282872218934302589224729862610挥发分VDAF浮煤217626762485199525402260179026162240原煤042296137065295206051300147全硫ST,D浮煤056171092066276151067252111原煤0006004100230002005400125000500460016磷PD浮煤000700320013000600120009001100120012原煤201330552574197033382663173030732512高位发热量QGR,DMJ/KG浮煤314733013250297233443227313933743256粘结指数GRI浮煤689884715291797827917208胶质层YMMMM浮煤15271857817128310241562原煤135147139132149141139148142视相对密度T/M3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2013MJ/KG3055MJ/KG，平均2574MJ/KG。浮煤高位发热量QGR，D3147MJ/KG3301MJ/KG，平均3250MJ/KG。9号原煤高位发热量QGR，D为1970MJ/KG3338MJ/KG，平均为2663煤层指标标MJ/KG；浮煤高位发热量QGR，D为2972MJ/KG3344MJ/KG，平均为3227MJ/KG；11号原煤高位发热量QGR，D为173MJ/KG3073MJ/KG，平均2512MJ/KG；浮煤高位发热量QGR，D为3139MJ/KG3374MJ/KG，平均3256MJ/KG。2煤的粘结性、结焦性5号煤层粘结指数GRI为6898,平均为8471；最大胶质层厚度Y15MM27MM，平均1857MM。9号煤层粘结指数GRI为5291,平均为7978；最大胶质层厚度Y8MM17MM，平均1283MM。11号煤层粘结指数GRI为2791,平均为7208；最大胶质层厚度Y10MM24MM，平均1562MM。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215。表215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C14101420难熔灰分C1500150015005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216。表216煤层焦渣特征一览表3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GB164171996和本次试验结果，对5号、9号煤层可选性评价如下。15号煤层浮煤灰分4时，理论产率为6650，分选密度为136G/CM3,01含量为7634，属极难选等级；浮煤灰分5时，理论产率为8367，分选密度为143G/CM3,01含量为3625，属难选等级；浮煤灰分6时，理论产率为9363，分选密度为160G/CM3,01含量为508，属易选等级。29号煤层浮煤灰分13时，理论产率为6650，分选密度为136G/CM3,01含量为7634，属极难选等级；浮煤灰分5时，理论产率为8367，分选密度为143G/CM3,01含量为3625，属难选等级；浮煤灰分煤层5911焦渣特征CRC6316045936时，理论产率为9363，分选密度为160G/CM3,01含量为508，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100M，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916M，1973年1981年间，年平均流量为132M3/S；1994年19月份平均流量为0694M3/S,至2005年4月，流量仅012M3/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044G/L,泉域总面积444KM2,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0044L/SM,水质类型为重碳酸钾钠型，矿化度0426G/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0046L/S51L/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0150M,钻孔单位涌水量028L/SM056L/SM，为重碳酸钠钙镁型水，矿化度05MG/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40M左右，水位埋深在8M14M之间，单位涌水量028111L/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31KM，最高洪水位1020M910M。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05，水位标高91000M91300M。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240M300M，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35KM处，据其抽水资料，单位涌水量为0044L/SM，水质类型为HCO3NA型，矿化度043G/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2200M3100M。本次勘查，在加9号钻孔中进行了C3TP1S段混合抽水试验，实测结果为混合水位标高H93562M,涌水量Q0033L/S，单位涌水量000085L/SM，渗透系数0001183M/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004608L/S。据温家沟ZK10孔抽水资料，单位涌水量0019L/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2465M2630M，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91250M91085M。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50M300M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224587M2。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228865M2、18882M2；9号煤层采空区总面积约247747M2。11号煤层现有采空积水区2处，采空积水区总面积约18125M2，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5992M2；2003年以前采空积水区位于其井田东部，面积12133M2。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2041M2，积水约600M3。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3506250M2，采空区积水约500000M3；11号煤层采空区面积约3506250M2，采空区积水约650000M3。2号、3号煤层为古空区，范围和面积基本相同，面积约1400000M2，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131040M3，11号煤层采空区积水约240790M3。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100M3/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150M3/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61公式。HM100M/21M25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62公式。HLINM1/210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217。从表217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217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煤层编号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5104415213903032520011080490249100最小57247055644455321831231655987739539142499035112328313040474389139556405243368380758284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910M913M。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。TP/M式中T突水系数，MPA/MP底板隔水层承受的水压MPA，奥陶系岩溶水水位91300M91000M。M底板隔水层厚度，M。5号煤层突水系数最大值P/M1067/97690109MPA/M5号煤层突水系数最小值P/M102/1300008MPA/M9号煤层突水系数最大值P/M1067/61150174MPA/M9号煤层突水系数最小值P/M102/600017MPA/M11号煤层突水系数最大值P/M1067/400267MPA/M11号突水系数最小值P/M102/400025MPA/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00080109之间，9号煤层奥陶系岩溶水突水系数介00170174之间，11号煤层奥陶系岩溶水突水系数介00250267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006,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010,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006,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010，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006，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010，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450M3/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015MT/A，开采5号煤层，矿井最大涌水量110M3/A，正常涌水量80M3/A；原振兴煤业生产能力021MT/A，开采5号煤层，矿井最大涌水量160M3/A，正常涌水量130M3/A；原沟底煤业生产能力021MT/A，开采5号煤层时，矿井最大涌水量150M3/A，正常涌水量130M3/A；原板峪煤业实际生产能力009MT/A，开采5号煤层，矿井最大涌水量120M3/A，正常涌水量70M3/A。原沟底煤业生产能力021MT/A，开采9号煤层时，矿井最大涌水量260M3/A，正常涌水量180M3/A；兼并重组整合后，矿井生产能力将达到090MT/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090MT/A时矿井涌水量预算如下。QKPPQ0P/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1333、778，9号煤层最大、正常富水系数分别为1238、857；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120M3/A、70M3/A，9号煤层最大涌水量和正常涌水量分别取260M3/A、180M3/A；P0实际生产能力MT/A,5号煤层取009MT/A，9、11号煤层均取021MT/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1200M3/D，正常涌水量700M3/D；9号煤层矿井最大涌水量1115M3/D，正常涌水量770M3/D。11号煤层与9号煤层平均间距1417M，矿井充水条件基本相同，其矿井最大涌水量为1115M3/D，正常涌水量770M3/D。考虑本矿水文地质条件较复杂，考虑30M3/H的探放水量，再考虑黄泥灌浆泄水量及其他水量20M3/H。5号煤层开采取正常涌水量80M3/H,最大涌水量100M3/H，9、11号煤层考虑5号煤层采空区积水等因素，取正常涌水量100M3/H,最大涌水量120M3/H。供水水源1松散岩类孔隙水发育于井田内沟谷中，水位埋藏较浅，易于开采，但富水性不均一，水质差，不宜作为生活用水。2二叠系碎屑岩类裂隙水二叠系砂岩含水层于河谷两侧呈带状出露，裂隙发育，其裂隙水可供当地居民生活用水。3奥陶系中统上马家沟组碳酸盐岩岩溶水奥陶系中统上马家沟组碳酸盐岩岩溶水水质好，水量丰富，开采条件较好。原沟底煤矿曾于2010年初施工一水源井，出水量108190M3/D，水质良好，可作为主要供水水源。水文地质类型15号煤层5号煤层为已采煤层，原振兴煤业、沟底煤业和沟口煤业矿井排水系统仍在运行，原板峪煤业生产系统已关闭；井田部分采空区内有积水。采空区积水对矿井充水具有一定的影响。井田奥陶系岩溶水水位标高为910M913M，井田内5号煤层全部属带压开采，少部分属岩溶水岩层正常块段突水性安全区，仅西北边缘属岩溶水突水性危险区。根据2009年9月21日国家安全生产监督管理总局令第28号公布施行的煤矿防治水规定相关条款，5号煤层矿井水文地质类型属中等类型。29号煤层9号煤层为已采煤层，现生产系统处于关闭状态；采掘系统及采空区有积水，对矿井充水有影响。9号煤层直接充水含水层是太原组碳酸盐岩岩溶裂隙含水层组，据原东风煤矿水源井抽水结果，其单位涌水量0044L/SM。9号煤层采空冒落带和导水裂缝带不致沟通5号煤层采空区。井田范围内9号煤层均属带压开采，井田大部属岩溶水岩层正常块段突水性安全区，西部、北部属岩溶水突水性危险区。根据2009年9月21日国家安全生产监督管理总局令第28号公布施行的煤矿防治水规定相关条款，9号煤层矿井水文地质类型属中等复杂类型。311号煤层11号煤层为小煤窑少量采动煤层，采空区有积水，对矿井充水有一定影响。11号煤层直接充水含水层是太原组碳酸盐岩岩溶裂隙含水层组，据原东风煤矿水源井抽水结果，其单位涌水量0044L/SM。11号煤层采空冒落带和导水裂缝带能够沟通9号煤层采空区。井田范围内11号煤层均属带压开采，井田东部、南部属岩溶水岩层正常块段突水性安全区，西部、北部属岩溶水突水性危险区。根据2009年9月21日国家安全生产监督管理总局令第28号公布施行的煤矿防治水规定相关条款，11号煤层矿井水文地质类型属中等复杂类型。综上所述，井田5号煤层矿井水文地质类型为中等，9号、11号煤层矿井水文地质类型为中等复杂类型。七井田与洪山泉保护区关系根据山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室“晋煤重组办发200961号关于晋中市介休市煤矿企业兼并重组整合方案的批复”文件和山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室“晋煤重组办发201066号关于调整晋中市灵石县等4县市兼并重组整合主体企业的批复”文件，本井田南部部分区域位于洪山泉保护区域内，后又根据晋煤重组办发【2010】76号关于山西介休义棠青云煤业有限公司等八处矿井变更调整方案的批复，调整以后的井田范围位于洪山泉保护区域以外。矿方在申请变更采矿证时向省国土厅收集了洪山泉域与本矿井田范围调整后的相对位置关系图，从图中可以看出，洪山泉域北部边缘距离井田南部边界最短距离为400M左右，经计算该距离远大于矿井开采后的顶板裂隙带和整体移动带范围，所以井田内各煤层的开采不会对洪山泉域造成影响。五、其它开采技术条件一煤层顶底板物理力学性质指标15号煤层顶板多为泥岩、砂质泥岩，偶尔相变为粉砂岩，厚046M398M；底板多为泥岩、砂质泥岩，偶尔相变为细粒砂岩，厚040M220M。顶板一般不稳定，易发生冒落；底板时有底鼓现象。顶、底板泥岩饱和抗压强度100MPA564MPA，属次软次硬岩石；抗拉强度08MPA14MPA，平均12MPA；内摩擦角32823573；凝聚力系数4662，平均52；其软化系数040085，平均值075，一般属易软化岩石。由于该类岩石顶底板稳定性差，开采时，应及时支护，以防发生顶板冒落事故。29号煤层老顶为石灰岩，伪顶为泥岩，底板多为泥岩、砂质泥岩。泥岩伪顶厚0075M，平均厚度045M。老顶K2石灰岩厚240M350M，局部较为破碎，饱和抗压强度328MPA868MPA，从试验指标看，属次硬极硬岩石；抗拉强度22MPA61MPA，平均41MPA；内摩擦角39334253；凝聚力系数92139，平均111；软化系数071092，平均值084，属不易软化岩石。底板泥岩厚037M461M，饱和抗压强度280MPA800MPA。属次软极硬岩石；抗拉强度15MPA50MPA，平均28MPA；内摩擦角35484385；凝聚力系数62152，平均92；软化系数064088，平均值075，属易软化岩石和不易软化岩石。311号煤层因与9号煤层间距仅10M左右，故其顶板与9号煤层底板岩性和物理力学性质基本相同。底板一般为砂质泥岩，局部为细粒砂岩或粉砂岩，厚063M800M。底板砂质泥岩饱和抗压强度148MPA884MPA，属次软极硬岩石；抗拉强度09MPA59MPA，平均26MPA；内摩擦角34454345；凝聚力系数44152，平均81；软化系数047086，平均值064，属易软化不易软化岩石。综上所述，5号煤层顶底板属较稳定分级；9号煤层顶板为极稳定顶板，底板属较稳定底板，遇水稳定；11号煤层顶板为较稳定顶板，底板属较稳定底板，但遇水膨胀、变软。二瓦斯井田内原板峪煤业有限公司生产实际能力009MT/A，开采5号煤层。根据晋中市煤炭工业局文件市煤安20099号转发省煤炭局关于晋中市2008年度30万吨/年以上煤矿矿井瓦斯等级和二氧化碳涌出量鉴定结果的批复的通知，该矿井2007年度矿井CH4绝对涌出量041M3/MIN，CO2绝对涌出量061M3/MIN，属低瓦斯矿井。根据晋中市煤炭工业局市煤安20098号关于晋中市2008年度30万吨/年以下煤矿矿井瓦斯等级和二氧化碳涌出量鉴定结果的批复，井田内原有各矿井矿井瓦斯等级如下。振兴煤业生产能力021MT/A，开采5号煤层。2008年度矿井CH4绝对涌出量031M3/MIN，CO2绝对涌出量062M3/MIN，属低瓦斯矿井。沟口煤业生产能力015MT/A，开采5号煤层。2008年度矿井CH4绝对涌出量059M3/MIN，CO2绝对涌出量088M3/MIN，属低瓦斯矿井。原沟底煤业生产能力021MT/A，开采5号煤层。2008年度矿井CH4绝对涌出量073M3/MIN，CO2绝对涌出量11M3/MIN，属低瓦斯矿井。根据山西地宝能源有限公司2010年11月提供的山西介休鑫峪沟煤业有限公司5号、9号、11号煤层矿井瓦斯涌出量预测鑫峪沟煤业有限公司5号煤层501采区回采工作面生产时，矿井最大绝对瓦斯涌出量为1185M3/MIN，最大相对瓦斯涌出量为626M3/T；502采区回采工作面生产时，矿井最大绝对瓦斯涌出量为991M3/MIN，最大相对瓦斯涌出量为523M3/T503采区回采工作面生产时，矿井最大绝对瓦斯涌出量为1478M3/MIN，最大相对瓦斯涌出量为739M3