矿井兼并重组整合项目初步设计(修改版)

前言一、XXXXXX煤业有限公司矿井兼并重组整合的核准文件，参与兼并重组整合各煤业有限公司矿井名称及隶属关系，兼并重组整合后煤业有限公司矿名及隶属关系。根据XX省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室文件晋煤重组办发200946号文关于XX市市直（部分）和XX市煤矿企业兼并重组整合方案的批复，原XXXX煤焦集团有限公司所属的4个井（2号煤井、1号井、3号井、XX煤矿兼并重组整合，重组整合后企业名称为XXXXXX煤业有限公司，批准开采2、10号煤层，井田面积为128439KM2，生产能力120MT/A，隶属XXXX煤焦集团有限公司。二、编制矿井兼并重组整合设计的依据1XX省人民政府办公厅文件晋政办发200735号文XX省人民政府办公厅关于印发XX省加快培育和发展大型煤炭集团公司的实施方案的通知；2XX省人民政府文件晋政发200823号XX省人民政府关于加快推进煤矿企业兼并重组的实施意见；3XX省人民政府国有资产监督管理委员会晋国资产权200870文文“关于印发关于省属企业收购兼并重组地方煤矿矿业权评估核准（备案）工作意见的通知”；4XX省人民政府办公厅文件晋政办发200883号文XX省人民政府办公厅转发省国土地资源厅关于煤矿企业兼并重组所涉及资源采矿权价款处置办法和通知；5XX省人民政府办公厅文件晋政办函2008168号文关于印发XX省煤矿企业兼并重组流程图的通知”；6XX省人民政府文件晋政发200910号文XX省人民政府关于进一步加快推进煤矿企业兼并重组整合有关问题的通知；7XX省煤炭工业厅文件晋煤办基发200983号文“关于加快兼并重组整合煤矿改造建设工作的安排意见”；8XX省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室文件晋煤重组办发200946号文关于XX市市直（部分）和XX市煤矿企业兼并重组整合方案的批复9XX省煤炭工业厅文件晋煤规发201010号文“关于XXXXXX煤业有限公司煤矿兼并重组整合矿井地质报告的批复”；10中华人民共和国建设部和中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局2005年制定的煤炭工业矿井设计规范GB50215200511国家安全生产监督管理总局、国家煤矿安全监察局2009年颁发的煤矿安全规程2009年版；12采矿许可证证号C1400002009111230042947；13现场调研资料；14设计委托书；15其它设计的依据。三、设计的指导思想1认真贯彻执行国家和XX省有关煤炭设计、建设和生产的政策法规，以煤炭工业矿井设计规范和煤矿安全规程为依据，重视生产安全，重视环保工作。2积极响应国家产业政策，通过本次设计，提高矿井机械化开采水平，提升矿井生产能力，建设装备水平高，供应保障能力强，安全保障水平高，社会经济贡献率高的新型煤矿。3充分利用矿井已有的井巷工程、设备和地面设施等，提高矿井的安全装备水平、安全培训水平和安全管理水平，保证矿井安全生产和企业的经济效益。四、兼并重组整合设计的特点1采煤方法选用走向长壁综采放顶煤采煤法。2井下绝大部分巷道沿煤层布置。3井下煤炭运输系统采用带式输送机运输，辅助运输系统采用调度绞车牵引矿车运输。4充分利用现有井巷工程、土建设施和机电设备。五、设计的主要技术经济指标1设计生产能力120MT/A；2矿井移交和达到设计生产能力时,井巷工程总长度8244M,掘进总体积140706M3。万吨掘进率687M。3工业建构筑物总体积614091M3，其中已有建筑体积10720M3，新建建筑体积603371M3。栈桥总长度364M，全部为新增；4工业场地行政、公共及居住建筑总面积239474M2，全部为新建；5矿井在籍人数561人；6原煤生产效率988T/工；7本设计新增固定资产投资3124297万元，其中井巷工程830985万元，土建工程645674万元，机电设备购置806688万元，安装工程291281万元，其他基本建设费用345276万元，预备费204393万元。8吨煤投资26036元T；9建设工期175个月；10原煤吨煤成本15682元；11投资回收期232A。六、存在的主要问题及建议1井田内各煤层为自燃容易自燃煤层，在今后煤层开采时，要及时密闭巷道，采取防煤层自燃措施，预防煤层自燃。2各煤层煤尘具有爆炸危险性，要及时清除巷道壁浮尘或及时洒水，防煤尘飘散。3在生产过程中定期进行瓦斯测试工作，加强井下通风，防止瓦斯局部积聚发生瓦斯爆炸事故。在构造发育区段大量的岩层裂隙内会富集瓦斯，今后在开采中应注意。本矿虽为低瓦斯矿井，但最大相对瓦斯涌出量达828M3/T，在建设和生产中必须加强瓦斯监测和通风管理，防止瓦斯事故。4采空区积水是一大安全隐患，需加强2号煤层采空区积水的动态观测及位置核实，做好探放水工作。5注意隐伏构造的存在，并进行详细观察其导水性，预留保安煤柱；对于井田内钻孔，注意钻孔封闭的完好性，并预留保安煤柱。6加强地表塌陷及裂缝的管理工作。7建议加强生产矿井地质工作，全面收集井下资料，及时建立有关台帐、卡片，进行综合编录，根据地质规律预测回采工作面开采条件，为安全开采提供技术依据。8矿井建设及生产过程中必须加强环境保护工作。9建议业主尽快委托有相关资质的单位提交建设项目环境影响评估报告。第一章井田自然概况及兼并重组整合前各矿现状第一节井田自然概况一、交通位置二、地形地貌三、河流水系四、气象及地震情况第二节兼并重组整合前各矿现状一、兼并重组整合前各矿现状XXXXXX煤业有限公司矿井由原XXXX煤焦集团有限公司所属的4个井（2号煤井、1号井、3号井、XX煤矿兼并重组整合而成。现分别叙述如下1XXXX煤焦集团有限公司2号煤井2号煤井位于井田中北部，开采2号煤层，设计生产能力021MT/A，1998年初建井，1998年12月投产，以立井开拓，采煤方法为长壁式，采用镐刨落煤，木棚支护，一次采全高，大巷带式输送机运输，箕斗提升，矿灯照明，并列式机械抽出式通风，矿井瓦斯含量低，瓦斯相对涌出量828M3/T。矿井涌水量350M3/D，最大涌水量400M3/D，用两台水泵进行排水，型号2DABX4型，每天排水35H。2XXXX煤焦集团有限公司1号井1号井位于井田的中部，2号煤井的西南，开采2号煤层，设计生产能力015MT/A，1997年1月建井，1997年12月底投产，采用立井开拓，采煤方法为短壁式，镐刨落煤，木架支护，井下大巷带式输送机运输，顺槽刮板机运输，木棚支护，一次采全高，箕斗提升，矿灯照明，并列式机械抽出式通风，矿井瓦斯含量低，瓦斯相对涌出量87M3/T。矿井涌水量310M3/D，采用两台水泵排水，型2DABX4型，每天排水35H。3XXXX煤焦集团有限公司3号井3号井位于井田北部，2号煤井的东北，开采2号煤层，设计生产能力015MT/A，1997年初建井，1997年12月底投产，以立井、斜井开拓，采煤方法为短壁式，炮采落煤，一次采全高，木棚支护，大巷采用带式输送机运输，矿灯照明，并列式机械抽出式通风，矿井瓦斯含量低，瓦斯相对涌出量677M3/T，矿井涌水量310M3/D，最大390M3/D，用两台水泵排水，型号2DABX4型，每天排水35H。4XXXX煤焦集团有限公司XX煤矿井口位于井田南部煤层露头处，开采10号煤层，1985年2月建井，1994年正式投产。生产能力015MT/A，以斜井、平硐开拓（主井为平硐，副井斜井），采煤方法为走向短壁式，炮采落煤，木棚支护，上山及顺槽采用刮板机运输，并列式机械抽出式通风，风机型号472IN20C型，矿井瓦斯含量低，10号煤层瓦斯相对涌出量578M3/T，矿井涌水量270M3/D，最大350M3/D，水泵两台，型号2DABX4型。每天排水35H。开采水平400M。二、能利用的井巷工程XXXXXX煤业有限公司矿井兼并重组整合后现有井巷工程除原XX煤矿大巷和原XX煤矿进风斜井刷大可利用外，其余井巷工程均不能利用。其断面特征表详见表121。表121能利用的井巷断面特征表序号井巷名称断面形状支护形式净宽M净断面M2掘进断面M2备注1进风斜井半圆拱荒料石22466442运输大巷矩形锚网喷389121003轨道大巷矩形锚网喷3873696三、能利用的设备XXXXXX煤业有限公司矿井兼并重组整合后主要设备均不能利用。四、四邻关系XXXXXX煤业有限公司矿井井田周边与多个煤矿相邻，井田东部为杜联煤矿、柴联煤矿、羊庄沟煤矿、井沟煤矿、薛虎沟煤业有限责任公司、陈联煤矿、XX市下化乡黄河第二煤矿，北部与小湾沟煤矿和跃进煤矿相邻，西部与XX海鑫钢铁集团公司寺塔煤矿相邻，南部无邻矿。其中杜联煤矿、柴联煤矿、陈联煤矿、小湾沟煤矿已关闭。1羊庄沟煤矿该矿位于XX煤矿东部，为村办煤矿，批准开采2、10号煤层，核定生产能力015MT/A，井田面积08219KM2。该矿采用斜井、立井混合开拓，采煤方法为壁式，炮采落煤。主斜井采用绞车、单钩串车提升，主运输大巷为带式输送机，顺槽采用刮板输送机。副井采用绞车、单钩串车提升。工作面采用单体液压支柱配合型钢梁加金属网联合进行顶板支护，全部垮落法管理顶板。通风方式为中央并列式，通风方法为机械抽出式。为低瓦斯矿井。矿井正常涌水量240M3/D，雨季最大约480M3/D。2井沟煤矿该矿位于XX煤矿东部，由原XX市井沟煤矿和原XX市下化乡杜家湾村坪头煤矿整合而成。井田面积为05136KM2，批准开采2、10号煤层，核定生产能力015MT/A，该矿采用立井、斜井混合开拓，采煤方法为壁式，罐笼提升，井下为平车运输，放炮落煤，矿灯照明，抽出式通风，木柱支护，矿井瓦斯为低瓦斯，矿井正常涌水量200M3/D，雨季最大约300M3/D。3薛虎沟煤业有限责任公司该矿位于XX煤矿东部，由原XX市薛虎沟煤业有限责任公司和原XX市下化乡陈家岭煤矿整合而成。井田面积为40732KM2，批准开采2、10号煤层，核定生产能力030MT/A，采用立井开拓，采煤方法为短壁式，炮采落煤。主、副立井使用绞车、单钩串车提升，主运输大巷为带式输送机。工作面采用单体液压支柱配合型钢梁加金属网联合进行顶板支护，全部垮落法管理顶板。通风方式为中央并列式，通风方法为机械抽出式。矿井瓦斯为低瓦斯，矿井正常涌水量350M3/D，雨季最大约480M3/D。4XX市下化乡黄河第二煤矿该矿位于XX煤矿东部，井田面积为12268KM2，批准开采2、10号煤层，核定生产能力015MT/A，采用立井开拓，采煤方法为壁式，炮采落煤。绞车提升，主运输大巷为带式输送机。工作面采用单体液压支柱配合型钢梁加金属网联合进行顶板支护，全部垮落法管理顶板。通风方式为中央并列式，通风方法为机械抽出式。矿井瓦斯为低瓦斯，矿井正常涌水量240M3/D，雨季最大约480M3/D。5跃进煤矿该矿位于XX煤矿之北，于1986年5月建井，1989年投产，村办煤矿，批准开采XX组2号煤层，设计生产能力021MT/A，该矿以立井开拓，采煤方法为刀柱式，罐笼提升，井下为矿车运输，放炮落煤，矿灯照明，抽出式通风，木柱支护，分层开采2号煤层，矿井瓦斯为低瓦斯，矿井涌水量主要为顶板渗水所致，矿井涌水量为100M3/D，最大涌水量为150M3/D。用3寸泵每天排水35H。6XX海鑫钢铁集团公司寺塔煤矿XX海鑫钢铁集团公司寺塔煤矿前身为XX地区寺塔煤矿国有企业。原XX地区寺塔煤矿于1985年11月由XX地区行署计委以运署计工字1985330号文申请筹建；1989年11月，省煤资委和省煤炭工业厅批准立项；1995年颁发采矿许可证，2005年由XX市国土资源局公开出让给XX海鑫钢铁集团公司，企业性质变为私营企业。1985年11月筹建以来，由于资金投入不到位等其它多种原因，到目前为止仍处于未开采状态。XX海鑫钢铁集团公司现持有的采矿许可证由XX省国土资源厅2005年12月颁发（证号1400000531208），登记面积16167KM2,批准开采2、10号煤层，采矿证有效期自2005年12月2006年6月。第二章整合的条件第一节资源条件一、井田地质勘探程度及地质报告批准文号2009年11月，XX地宝能源有限公司提交了XXXXXX煤业有限公司兼并重组整合矿井地质报告，2010年1月7日,XX省煤炭工业厅以晋煤规发201010号文予以批复。按照国土资源部颁发的煤、泥炭地质勘查规范DZ/T02152002规定，井田内2、10号煤层地质构造简单，煤层厚度稳定，达到了勘探程度，可以作为矿井建设的地质依据。二、地层1区域地层井田位于吕梁山南端，河东煤田乡宁矿区南部，据XX省区域地质志，区域内出露的地层主要为古生界、中生界、新生界及少量太古界地层。2井田地层本井田位于河东煤田乡宁矿区南部王家岭井田的西南部边缘，井田内沟谷发育，在沟谷梁脊多黄土覆盖，沟谷多二叠系上石盒子组出露。据井田地层结合周围矿井及井田内钻孔资料，将井田内地层由老至新分述如下1奥陶系中统峰峰组O2F埋藏于井田深部，为煤系地层之基底，岩性为灰深灰色厚层状石灰岩夹泥质灰岩。厚度1000013000M，平均11000M。2石炭系中统本溪组C2B厚度10201960M，平均1500M。下部为灰色铝土泥岩，有时底部含铁质结核；中部为灰色、深灰色粘土岩及粉砂岩，局部夹不稳定12号煤层。3石炭系上统太原组C3T井田内主要含煤地层之一，本组厚度52886553M，平均6016M。本组井田南部沟谷底部出露。主要由灰黑色泥岩、砂质泥岩、灰色中细砂岩和3层石灰岩及78层煤层组成。4二叠系下统XX组P1S井田内主要含煤地层之一，本组厚度29675919M，平均4832M。本组井田南部沟谷出露。主要由灰灰黑色泥岩、砂质泥岩和灰灰白色粉细砂岩及46层煤层组成。5二叠系下统下石盒子组P1X本组厚度65258830M，平均7649M。在井田东南沟谷出露。下部为中细砂岩，有时为粗砂岩，灰白色，以石英、长石为主，含泥岩碎屑。上部为深灰色、灰绿色、紫红色斑块泥岩，粉砂岩夹薄层细砂岩。在顶部有一层杂色铝质泥岩、鲕状结构。底部以K8中粗砂岩与下伏地层整合接触。6二叠系上统上石盒子组P2S本井田内仅残存中下部地层，最大残留厚度15642M。该组为灰紫、灰绿、紫红色、杂色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩、中粗砂岩。7第四系中更新统Q2厚度05500M，一般为1800M，分布于井田沟谷梁脊上。灰黄色、棕黄色带红色，以亚粘土、亚砂土、粘土为主，夹砾石层。8第四系上更新统（Q3）厚度01000M，平均500M。为淡黄色亚粘土、褐色棕黄色亚粘土、亚砂土，在本区分布面积很小。9第四系全更新统（Q4）分布于黄河河道、岸边及沟谷底，主要为冲洪积砂土、砂砾石。三、构造1区域构造井田区域上位于XX断隆、汾渭地堑、鄂尔多斯台拗3个级构造单元之复合部位。较大的断裂带有2条，即禹门口西口断裂带、禹门口西坡断裂带，禹门口西口断裂带为马头山断裂带的一部分，禹门口西坡断裂带为紫金山断裂带的一部分，马头山断裂带、紫金山断裂带为上述3个构造单元的分界断裂。1禹门口西口断裂带西起禹门口，向北东经西口，长约28KM，为大致倾向南的正断层，断距达千米，地貌形成了山前断层三角面或断层崖，其南为汾渭地堑，北为XX断隆。2禹门口西坡断裂带西起禹门口，向北经西坡至乡宁一带，长约45KM，其性质为逆断层，断裂带内挠曲褶皱及次级断层十分发育，断层南东为XX断隆，北西为鄂尔多斯台拗。3汾渭地堑本区域涉及汾渭地堑侯马凹陷的西部，地表主要为第四系沉积，厚度达千米以上，其深部据钻孔揭露为下古生界地层。4XX断隆本区域涉及XX断隆南端西面局部，出露中太古界涑水杂岩和下古生界地层，前者岩性及构造复杂，后者较为简单，二者之间为角度不整合接触。5鄂尔多斯台拗本区域涉及的仅为鄂尔多斯台拗河东断凹的南部，出露地层以上古生界为主，构造简单，断裂极少，为大致向NW缓倾斜的单斜地层。2井田构造井田构造总体上为走向NE，倾向NW的单斜构造。井田局部为缓波状起伏背向斜，地层倾角215，构造简单。井田内断层、陷落柱不发育，无岩浆岩侵入。总之，井田地质构造简单。四、煤层1含煤性井田内主要含煤地层为XX组和太原组。XX组平均厚度为4832M，含煤4层，其中2号煤层稳定可采，煤层厚度683M，含煤系数为1413，可采煤层厚度为603M，可采含煤系数为1247；太原组平均厚度6016M，含煤7层，其中10号煤层稳定可采，煤层厚度为427M，含煤系数为71，可采煤层厚度为357M，含可采煤层系数为593。2可采煤层井田内可采煤层为XX组2号煤层和太原组的10号煤层,其特征见表211。12号煤层位于XX组下部，为本井田内可采煤层之一。厚度456712M，平均585M，结构简单，仅局部含1层夹矸，井田内稳定可采。煤层顶板为砂质泥岩，局部为中砂岩，底板砂质泥岩，局部为泥岩。210号煤层位于太原组的下部，为本井田可采煤层之一。上距2号煤层31855743M，平均4153M。厚度218499M，平均342M，一般含02层夹矸，结构简单较简单，井田内稳定可采。煤层顶板为K2石灰岩；底板为砂质泥岩或泥岩。表211可采煤层特征表煤层结构顶底板岩性煤组煤层煤层厚度最小最大平均M煤层间距M夹石层数顶板底板稳定性倾角度容重T/M3山西组24567125853185743426302砂质泥岩砂质泥岩稳定215135太原组1021849934202K2灰岩砂质泥岩稳定215140五、煤质、煤类与煤的用途1物理性质和煤岩特征12号煤层宏观煤岩特征为黑色，上部为半暗型，中下部为半亮型和光亮型煤，光泽为金属光泽，构造明显，煤质较硬，具深褐色条痕。镜煤为光泽极强之狭长条带夹于亮煤之中，具明显的贝壳状断口，但层的界限不显。暗煤光泽暗淡，呈角砾状断口，丝炭大多呈小凸镜体夹于其他各种成分中。210号煤层宏观煤岩特征为黑色，属半亮及半暗煤型，弱金属光泽。层状构造比较清晰。煤的光泽最亮部分为亮煤，内生裂隙发育，层理中夹有极少量的扁豆状丝炭。光泽较暗的部分为暗煤，煤质坚硬，灰分及丝炭的扁豆状夹层较多，断口呈角砾状，呈黑色条痕。2化学性质及工艺性能井田内各煤层主要煤质化验成果详见表212。根据地质报告提供的XX省煤炭工业局综合测试中心化验结果，现将各主要煤层的煤质特征分述如下12号煤层水分MAD原煤028110,平均058浮煤028053,平均045。灰分AD原煤13811870,平均1528浮煤643830,平均769。挥发分VDAF原煤17882047,平均1903浮煤16781795,平均1723。发热量QGR,D原煤29013163MJ/KG，平均3029MJ/KG浮煤33103496MJ/KG，平均3360MJ/KG。硫分STD原煤028036,平均031浮煤036062,平均047。胶质层厚度Y800MM。焦渣特征CRC46，平均5。粘结指数GRI530710，平均610。本煤层为低灰中灰，平均为低灰、特低硫、低挥发分中等挥发分，平均为低挥发分、高热值特高热值，平均为特高热值瘦煤和焦煤。210号煤层水分MAD原煤030085,平均049浮煤023111,平均047。灰分AD原煤11421903,平均1631浮煤6961084,平均870。挥发分VDAF原煤14911942,平均1698浮煤14681822,平均1604。发热量QGR,D原煤27993563MJ/KG，平均3026MJ/KG浮煤32243350MJ/KG，平均3303MJ/KG。全硫STD原煤201312,平均281浮煤187296,平均262。胶质层厚度Y原煤4001400MM，平均800MM。焦渣特征CRC46，平均5。粘结指数GRI764，平均27。本煤层为特低灰中灰，平均为中灰、中高硫高硫，平均为中高硫、低挥发分中等挥发分，平均为低挥发分、高热值特高热值，平均为特高热值瘦煤和贫瘦煤。表212煤层煤质化验结果表煤层项目2号10号原煤028110/058030085/049MAD浮煤028053/045023111/047原煤13811870/152811421903/1631AD浮煤643830/7696961084/870原煤17882047/190314911942/1698VDAF浮煤16781795/172314681822/1604原煤028036/031201312/281STD浮煤036062/047187296/262原煤29013163/302927993563/3026工业分析QBDAFMJ/KG浮煤33103496/336032243350/3303煤类SM、JMSM3煤的粘结性和结焦性1胶质层指数和罗加指数2号煤层胶质层指数为3601200MM，平均671MM，体积曲线多呈平滑下降和微波型。罗加指数为14389041，平均4562，粘结指数为58733，焦渣特征为46，为不膨胀熔融粘结。10号煤层胶质层指数为400140MM，平均570MM，体积曲线多呈平滑下降，少数微波型。罗加指数为07040，平均4080，粘结指数为1664，焦渣特征为46，为不膨胀熔融粘结。2小焦炉试验根据王家岭井田地质报告在毛则渠、凡小渠、老窑头和薛虎沟四个煤矿分别采取了2号煤层200KG小焦炉试验样，由太钢、鞍钢和煤炭科学院分别进行了试验。其结果为全层焦炭抗碎强度M10为7261380。上分层焦炭抗碎强度M40为75888770；耐磨强度M10为6961000。焦炭抗碎强度和耐磨强度达到冶金焦炭分级标准12级焦。中、下分层焦炭抗碎强度分别为66708340、70948080；耐磨强度M10为9061720、7601860。焦炭抗碎强度高，耐磨强度低，显示了瘦煤的特征。本煤层虽属很好炼焦配煤，但不宜单独炼焦，原因是单独炼焦虽能炼出块度大强度高的焦炭，但在炼焦时煤的膨胀力过大，造成推焦困难，再加之焦炭耐磨强度低，不宜作冶金焦。再者挥发分低，炼焦过程中副产品回收少，如能与高挥发分肥煤和气煤适量配合，能炼出高质量的冶金焦。4煤的风氧化井田内2号可采煤层井田南部有露头，沿煤层露头内推50M为煤层风氧化带。5煤类及其工业用途煤类确定依据为中国煤炭分类国家标准GB575186、GB/T1522412004,GB/T1522422004和GB/T1522432004。本区2号煤为低灰中灰，平均为低灰、特低硫、低挥发分中等挥发分，平均为低挥发分、高热值特高热值，平均为特高热值瘦煤和焦煤，可作为炼焦用煤；10号煤为特低灰中灰，平均为中灰、中高硫高硫，平均为中高硫、低挥发分中等挥发分，平均为低挥发分、高热值特高热值，平均为特高热值瘦煤和贫瘦煤。经洗选后,硫仍较高,可作为动力用煤和民用煤。六、水文地质1区域水文地质井田位于黄河东岸，吕梁山脉南端河东煤田的西南角，大地构造位置位于3个级构造单元的复合部位。北至井子滩店沟一线，南至XX村，西临黄河，与陕西省韩城市隔河相望，东至园子沟，形状呈倒三角形。区域出露太古界、古生界、中生界、新生界地层。地层总体走向NE，一般倾角430。区内地下水以接受大气降水及地表水补给为主。第四系松散层孔隙潜水受地形、地貌及当地侵蚀基准面控制，以泉、潜流形式向河流、沟谷排泄。三叠系、二叠系、石炭系各含水岩组，处于地形较高及浅埋区时，以潜水形式向沟谷、河流排泄，受当地侵蚀基准面控制，深埋区则以承压水形式自东向西或自北向南排泄至黄河或通过黄河谷底向鄂尔多斯台拗排泄。奥陶系、寒武系灰岩水则以承压水形式自东向西，自北向南流动，在禹门口一带泄入黄河。涑水杂岩在区内出露很少，为风化带裂隙水，接受大气降水补给，以潜流形式向黄河排泄。本区属黄河流域，除黄河外，区内发育平行树枝状水系，均属季节性河流，绝大部分直接注入黄河。1含水岩组的划分第四系孔隙潜水含水层主要分布在广大残垣地带及黄河阶地，与下伏地层均为不整合接触。残垣地带的第四系，岩性由黄土状土、古土壤、钙质结核及少量的砂砾组成。因地形较陡，切割严重，又无良好的地下水赋存条件，大部分地段为透水不含水层；个别地方因粘土，亚砂土阻隔，含孔隙潜水，富水性极弱。河谷谷地地带，层位连续稳定成富水含水层含水，地下水接受大气降水、地表水体及基岩水补给，动态随季节变化。二叠、三叠系砂岩裂隙含水岩组二叠系呈NESW向分布于区域中部，与石炭系整合接触。三叠系分布在区域的北西部，与下伏二叠系为整合接触。由一套厚度各异，粒级不同的砂岩、泥岩、页岩互层组成。含水岩组由粗、中、细、粉砂岩水层构成；以节理、裂隙为地下水的赋存空间。属潜水承压水含水含水岩组。含水岩组在地形较高处及裸露区，多形成裂隙水，水量大小受地貌、岩性、构造控制，接受大气降水补给，在地形低凹处覆盖区及深埋区，形成层间裂隙承压水接受层间侧向渗透补给大气降水，地表流水补给。富水性一般较差，属高水头、弱富水承压含水岩组。石炭系上统砂岩裂隙及石灰岩岩溶裂隙含水岩组出露在西坡及禹门口北部附近与下伏奥陶系呈平行不整合接触。主要为K1砂岩、K2、K3、K4灰岩含水层。含水岩组一般以裂隙、节理为赋水空间，岩溶不发育，属含水不均一含水岩组。奥陶系、寒武系石灰岩岩溶裂隙含水岩组石灰岩地层主要分布在龙门口西交口一带，以中奥陶厚层灰岩夹34层泥灰岩及中寒武鲕状灰岩为主要赋水部位。在灰岩裸露区及半裸露区，灰岩的节理、裂隙、岩溶均较发育。如王家岭井田杜家沟平硐内见有同地下水流向一致的NESW向发育的溶洞，溶洞发育奥陶系、寒武系灰岩中，直径为12M，最深的溶洞不见底。区内灰岩水的赋存运动规律，严格受地貌、构造、岩性制约，富水性不均一。在灰岩裸露区，半裸区，灰岩水为裂隙岩溶潜水，水位埋藏深，接受大气降水垂直渗透补给。在覆盖区、深埋区，属高水头裂隙岩溶承压水，以侧向补给为主。涑水杂岩风化带裂隙水涑水杂岩出露在禹门口西磑口一带，主要为片麻岩含水，地下水多赋存于风化带裂隙及构造裂隙中，属裂隙潜水，富水性一般较差，但汇集流量较大。在地貌条件有利情况下，也可富水。风化带深度一般在40余米，接受大气降水及其它含水层的补给。2区域地下水的补、径、排条件第四系松散层孔隙潜水主要接收大气降水的补给，受地形地貌及当地侵蚀基准面控制，以泉水或潜流形式向河流或沟谷排泄。三叠系、二叠系、石炭系等含水层在裸露区接受大气降水补给，在地形较高的浅埋区，在当地侵蚀基准面以上以潜水形式向沟河谷排泄。寒武奥陶石灰岩则以承压水形式，自E或SE向W或NW，南部南端王家岭区自NE而SW流动，泄于黄河或鄂尔多斯台坳。在深埋区为滞流区。据勘探资料，井田东王家岭区奥灰水位标高为6427581624M。3区域构造对水文地质条件的控制作用自禹门口至根底，XX断隆发育寒武系，二叠系地层，其总体构造为走向NESW，倾向NW的单斜构造组成。马头山断裂在禹门口一带寒武、奥陶系灰岩中同台头禹门口断褶带相交。台头禹门口断隆内灰岩地下水呈复杂的单向辐射运动形式。形成了NESW向地下分水岭。2井田水文地质1井田地表水体及河流本区属黄河流域。井田内地表无大的河流，各沟谷平时基本干枯无水，雨季汇集洪水沿沟排泄往西汇入黄河。2井田含水层第四系孔隙含水层松散含水层在井田内不甚发育，零星出露于沟谷梁塬上，不整合堆积在不同的基岩风化面上。直接受大气降水补给。含水微弱。上石盒子组顶部砂岩K13裂隙孔隙含水层该砂岩在井田中西部出露，黄绿色中粗粒，厚层状，风化裂隙发育，一般厚1600M。泉流量006L/S028L/S，含水性尚好，为山区主要饮用水，对矿井开采无影响。上石盒子组中部砂岩裂隙含水层黄绿色灰白色中、细粒砂岩，由于各层零星出露，厚度不一，受大气降水及地表水补给差，含水性差异较大。呈泉水出露，流量00890237L/S。个别钻孔有涌水现象。王家岭井田13号孔涌水量0041L/S，1138号孔涌水量0091L/S。下石盒子组砂岩K9及XX组砂岩K8裂隙含水层该含水层位于2、3号煤层之上，为直接充水岩层。岩性为灰白色，浅黄灰色，厚层状，局部变为薄层状，裂隙不发育，平均厚3510M。由于地形影响，受大气降水及地表水补给差异性较大，井田东北部及外围泉流量00205L/S。钻孔抽水试验，单位涌水量000050108L/S，水位标高6680092100M，为较弱含水层。太原组石灰岩岩溶裂隙含水层以深灰色致密坚硬之K2石灰岩为主要含水层，溶蚀不强烈，岩溶不甚发育，而垂直风化裂隙尚发育，井田南部外围地表泉流量00020102L/S，钻孔抽水试验单位涌水量000040102L/SM，水位标高5777379996M，富水性弱，为10号煤层直接充水含水层。太原组底砂岩裂隙承压含水层灰白色粗粒石英砂岩，厚度变化大，有分叉现象，一般厚740M。地表未见泉水出露。钻孔抽水试验单位涌水量000020208L/SM；水位标高8020063300M，属弱含水层，为12号煤层直接充水岩层。补充勘探施工有补2号水文孔，根据其太原组抽水资料，太原组水位埋深为2300M，水位标高577868M，单位涌水量平均00006227L/SM，渗透系数000282M/D，影响半径220005M，水质类型为HCO3SO4NAK型，总矿化度1724G/L。奥陶系石灰岩岩溶裂隙含水层奥陶系石灰岩出露于井田南部外围，露头所见溶洞、裂隙，节理比较发育，杜家沟平硐中见有古溶洞。补充勘探施工有补2号水文孔，根据其奥陶系抽水资料，奥陶系水位埋深为21268M，水位标高38780M，单位涌水量平均02032L/SM，渗透系数01415M/D，影响半径27378M，水质类型为HCO3NAMG型，总矿化度08289G/L。井田西北部XX寺塔煤矿2006年施工ZK202号文孔，分别对奥陶系、太原组和XX组进行抽水，奥灰水水位埋深为6639M，水位标高39435M，单位涌水量平均00006423L/SM，渗透系数000151。中寒武系石灰岩岩溶裂隙含水层寒武系中统，在井田东南外大片出露，受大气降水补给条件良好。地下水以泉的形态出露，北午芹泉出露于张夏组鲕状石灰岩中，最大流量50L/S（71年5月），最小流量38L/S（71年7月），月平均流量392L/S，为一稳定性好的含水层。西硙口泉出露于徐庄组石灰岩裂隙中，泉流量145L/S。3井田隔水层井田内各含水层之间有较多的优良隔水层段。使各水层之间呈相近平行的储水系统，互不影响，井田内起主要作用的隔水层段有三层段XX组顶部泥岩隔水层段XX组顶部泥岩层段，为泥岩、粉砂岩组成隔水层段，层位厚度稳定，为2号煤层上部含水层与下石盒子组含水层之间良好的隔水层段，起到良好的相对隔水作用，使各含水层无水力联系。太原组顶部与K4灰岩顶之间泥岩隔水层段太原组顶部至K4灰岩顶之间的泥岩层段，主要为泥岩、粉细砂岩、煤组成隔水层段，有良好的隔水作用，使XX组含水层和太原组岩溶含水之间无水力联系，起到相对隔水作用。太原组底部及本溪组与奥灰侵蚀面之间的泥岩隔水层段太原组底部及本溪组为良好的泥岩、粉细砂岩、铝土泥岩组成良好的隔水层段，使奥灰岩溶水与太原组岩溶水之间及K1砂岩含水层之间无水力联系，起到良好的相对隔水作用。4地下水的补给、径流、排泄条件井田内沟谷出露的地层为上石盒子组，仅井田南部沟谷中局部出露下石盒子组、XX组及太原组，第四系覆盖于沟谷的梁塬上，由于沟谷基岩裸露，“V”字型沟谷发育，给地表水的排泄创造了良好条件，地表水很快流失，沿沟谷向西南流入黄河，使地下水接受大气降水的补给甚小，同时井田内各含水层之间又有良好的相对隔水层存在，将各含水层分割成相互平行近独立状态，在垂向上形成层间流动的含水层，使各含水层水各自沿层间裂隙向西运动于黄河排泄。通过抽水试验，井田内含水层含水微弱，均为弱含水层。5水文地质类型根据井田内补2号孔水文资料，奥陶系石灰岩岩溶水水位标高为38780M。井田开采2、10号煤层，2号煤层位于XX组下部，其直接充水含水层为顶板以上砂岩裂隙含水层，含水层水通过裂隙、采空冒落带、导水裂隙带入渗。大气降水作为充水水源，主要通过岩层裂隙入渗，入渗量微弱，2号煤层矿井涌水量主要为采空区积水渗入所致，井下开采2号煤层，几个坑口涌水量一般在310400M3/D，均用2台4寸泵抽水，受季节性变化。井田2号煤层最低底板标高为32000M。10号煤层位于太原组下部，其直接充水含水层为K2石灰岩岩溶裂隙含水层，含水层水通过裂隙、采空冒落带、导水裂隙带入渗，矿井涌水量270350M3/D，井田西北10号煤层最低底板标高为27000M，远低于奥陶系石灰岩岩溶水水位，因此井田西北部10号煤层承受奥陶系石灰岩岩溶裂隙水的静压力较大。据突水系数公式SPTM式中TS突水系数，MPA/M；P隔水层底板所能承受的水头压力，MPA；M底板隔水层厚度，M；2号煤层最大突水系数TS38780320846398103/84630018MPA/M10号煤层最大突水系数TS38780270384398103/38430040MPA/M经计算2、10号煤层最大突水系数分别为0018MPA/M、0040MPA/M。根据2009版煤矿防治水规定，底板受构造破坏块段安全突水系数一般不大于006MPA/M，正常块段，安全突水系数不大于01MPA/M，本井田为无构造破坏地区。2号煤层突水系数仅为0018MPA/M，10号煤层突水系数仅为0040MPA/M，均小于临界突水系数006MPA/M，没有突水危险，属安全区，井田2、10号煤层水文地质条件为中等类。5矿井充水因素分析充水水源及其影响程度大气降水对矿井充水的影响大气降水是该矿矿井水的主要来源，即降水通过基岩裂隙及松散沉积物孔隙渗入地下，在岩石裂隙相互勾通的情况下进入井下巷道，在煤层露头附近直接接受大气降水的补给，据矿井调查，2号煤层主要充水水源为煤层顶板渗水，矿井涌水量具明显的动态变化特征。采空区积水对矿井充水的影响据矿方提供，该矿开采2号煤层，采空区积水量约200000M3，10号煤层采空区内无积水。井筒水对矿井水的影响因井筒开拓近于顺层巷道，揭露含水层较少，据本次调查，井筒向矿井渗水量不大。现根据建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程导水裂隙带公式计算2号煤层开采所产生的导水裂隙带高度2号煤层顶板为砂岩，采用公式如下公式一公式二201MHM冒落带最大高度10479式中HLI导水裂隙带高度（M）；HM冒落带高度（M）；M累计采厚（M）。2号煤层平均厚度585M，一次采全高，计算后导水裂隙带为公式一计算结果45145073M，公式二计算结果5838M。冒落带高度10381478M。10号煤层顶板为石灰岩，采用公式如下公式一公式二301MHM冒落带最大高度102526式中HLI导水裂隙带高度（M）；HM冒落带高度（M）；56638920M累计采厚（M）。10号煤层平均厚度342M,一次采全高,计算后导水裂隙带高度为公式一计算结果47186498M，公式二计算结果6556M。冒落带高度12281728M。2号煤层距地表62121M，故导水裂隙带未达地表，地表水体对煤层开采的影响较小，但在今后开采中一定不能轻视地表水体对煤层开采的影响。10号煤层距2号煤层平均为4263M，小于导水裂隙带高度，因此开采10号煤层时应加强探放水，注意2号煤层采空区积水对开采10号煤层的影响。水害防治措施技术措施A、地面防治水矸石和炉渣等固体废物不得弃于沟谷中，以免淤塞河道，造成行洪不畅。在雨季前，组织有关人员踏勘井田是否有采空塌陷裂隙、裂缝、塌陷洞，并用黄土、粘土、碎石及时填封，用粘土夯实高出地表。B、井下防治水井田内2号煤层基本开采完毕，10号煤层开采面积较小，井田南部小窑未破坏10号煤层，井田南部采空区较多，是防治水的关键。井下防治水应做到掘进工作面接近断层、采空区时必须按矿井设计留设防水煤柱。发现透水预兆必须停止作业，采取措施，并向调度室报告。经常清挖井下水仓，保证水仓有足够容量。井下水泵必须设置三台，一台使用、一台备用、一台检修，确保正常使用。井田内各可采煤层均存在带压开采现象，在矿井开采前，应对井田内奥灰水进行突水危险性评价。管理措施平时加强防讯宣传；建立探放水管理制度；做好防水计划；成立“雨季二防”指挥部；组织雨季前“三防”大检查；加强职工培训，保证安全生产。物质措施保证雨季防治水物资供应。在矿井生产建中，尚未发生过大的水害，但是仍不能放松对水害的防治工作，具体应做到每年汛期前必须将井筒周围的导水渠挖好疏通，并由专人负责。必须经常检查矿区地表是否存在导水裂隙或其它导水通道，发现裂隙导水通道，应及时将其回填封实。必须随时观察井下各种涌水现象，做好常规矿井水文地质工作。必须经常了解井田内及周边其它生产矿井开采情况，掌握其采空范围，涌（积）水情况，防止越界开采，造成巷道相互贯通，采空区积水涌入矿井，造成涌（突）水事故的发生；本矿开采后形成的采空区会有积水，应加强管理。对有潜在危险的地段，应做到“预测预报，有掘必探，先探后采，先治后采”。3矿井涌水量本井田地层为一倾向NW的单斜构造，煤层标高由东南向西北逐渐递减。含水层距主要可采煤层近，但其含水微弱，断层不发育，含水层对煤层开采影响小。由于采空区或采空破坏区较大，其积水入渗增加各矿井涌水量，据调查井田开采2号煤层每个矿井涌水量大约为3100040000M3/D，受季节影响。各坑口涌水量情况见表213，计算得各井田富水系数为050078M3/T。利用富水系数法计算当开采2号煤层生产能力达到120MT/A时，矿井涌水量为20003120M3/D。开采10号煤层矿井涌水量主要为煤层顶板K2石灰岩溶裂隙含水层水通过裂隙、采空裂隙入渗补给。矿井涌水量为270350M3/D，利用富水系数法计算当开采10号煤层生产能力达到120万T/A是时，矿井涌水量为21602800M3/D。表213矿井坑口涌水量统计表开采煤层矿井坑口生产能力（MT/A）最小涌水量（M3/D）最大涌水量（M3/D）受季节影响排水设备2号煤井021350400受2台2DABX41号井015310390受2台2DABX42号3号井015310390受2台2DABX410号XX煤矿015270350受2台2DABX4本次设计，矿井正常涌水量为90M3/H，最大涌水量130M3/H。4供水水源1地面供水水源根据现场调研，本矿井地面生活用水为拟在工业场地附近新建一口深水井深度达到奥灰水位，水质符合饮用标准，水量丰富，通过潜水泵提升至地面高位水池，可作为地面生产、生活用水的供水水源。2井下供水水源矿井正常涌水量为90M3/H，最大为130M3/H,涌水排至地面后，经净化处理，可作为矿井井下消防、洒水及井下用水设施用水水源。七、其它开采技术条件1煤层顶底板2号煤层顶底板2号煤层直接顶板主要为砂质泥岩，局部为中砂岩、泥岩，厚度405766M，平均503M，本井田未对2号煤层顶底板进行采样化验。本次收集到了王家岭勘探时2号煤层顶板岩石力学性质化验结果（见表214），2号煤层顶板属半坚硬坚硬类岩石，容易冒落好管理。表214主要岩石力学强度统计表强度岩石抗压强度（平均）MPA抗拉强度（平均）MPA抗剪强度（平均）MPA泥岩401438/419粉砂岩31119137中砂岩78956128155/14210号煤层顶底板10号煤层的顶板为石灰岩，厚度410736M，平均593M。2007年补充勘探时采10号煤层顶底板岩样进行化验，结果见表215，10号煤层顶板为半坚硬类岩石，裂隙节理发育，抗剪强度小易断裂，较好管理。底板为软弱岩石。表215顶底板岩石力学试验成果表抗压强度（MPA）坑剪断强度（MPA）抗剪编号岩性采样位置变异范围平均变异范围平均内摩擦角凝聚力系数补3顶板石灰岩XX煤矿44040043242420192120352662补3底板泥岩XX煤矿180180184181060707073140392瓦斯据XX市煤炭工业局运煤安字200887号文“关于对XXXX煤焦集团XX煤矿、XX海圣煤业有限责任公司2008年瓦斯等级鉴定的批复”,XX集团XX煤矿开采10号煤层，2008年绝对CH4涌出量为216M3/MIN,相对CH4涌出量为578M3/T，绝对CO2涌出量09M3/MIN,相对CO2涌出量241M3/T；2007年矿井绝对CH4涌出量为16M3/MIN,相对CH4涌出量为444M3/T，绝对CO2涌出量206M3/MIN,相对CO2涌出量572M3/T；XX集团XX煤矿3号井开采2号煤层，2008年绝对CH4涌出量为297M3/MIN,相对CH4涌出量为677M3/T；绝对CO2涌出量144M3/MIN,相对CO2涌出量328M3/T；2007年绝对CH4涌出量为269M3/MIN,相对CH4涌出量748M3/T；绝对CO2涌出量346M3/MIN,相对CO2涌出量961M3/T；XX集团XX煤矿2号煤井开采2号煤层，2008年绝对CH4涌出量为460M3/MIN,相对CH4涌出量为828M3/T；绝对CO2涌出量329M3/MIN,相对CO2涌出量592M3/T；当矿井生产能力达到120MT/A时，10号煤层相对CH4涌出量按578M3/T（取2007、2008年鉴定结果的大值），相对CO2涌出量按572M3/T计算（取2007、2008年鉴定结果的大值），10号煤层绝对CH4涌出量937M3/MIN,绝对CO2涌出量1444M3/MIN；2号煤层相对CH4涌出量按828M3/T（取2号煤井、3号井2007、2008年鉴定结果的大值），相对CO2涌出量按961M3/T（取2号煤井、3号井2007、2008年鉴定结果的大值）计算，2号煤层绝对CH4涌出量为2091M3/MIN,绝对CO2涌出量2427M3/MIN,属低瓦斯矿井。瓦斯鉴定结果见表216。表216瓦斯鉴定结果表年度矿井名称绝对CH4涌出量M3/MIN相对CH4涌出量M3/T绝对CO2涌出量M3/MIN相对CO2涌出量M3/T鉴定等级备注2008XX煤矿21657809241低10号煤层20083号井297677144328低2号煤层20082号煤井46828329592低2号煤层3煤尘根据XX省煤炭工业局综合测试中心测试2007年12月和2008年1月钻孔煤芯煤样化验结果及2009年11月检验报告，2、10号煤层均有爆炸危险性见表217、表218。表2172号煤层煤尘爆炸性危险特征表煤层号孔号/矿号火焰长度MM最低岩粉量有无爆炸性1号井4060有2号煤井5065有3号井5065有2号补12555有表21810号煤层煤尘爆炸性危险特征表煤层号孔号/矿号火焰长度MM最低岩粉量有无爆炸性补12050有补24065有10号XX煤矿2060有4煤的自燃倾向性根据XX省煤炭工业局综合测试中心测试2007年12月和2008年1月钻孔煤芯煤样化验结果及2009年11月检验报告，2、10号煤层均属自燃容易自燃煤层（见表219、表2110）。开采中应采取相应防范措施，以免事故发生。表2192号煤层属自燃性特征表煤层号孔号/矿号吸氧量（CM3/G）自燃等级倾向性质2号煤井059自燃3号井064自燃2号补1082容易自燃表211010号煤层属自燃性特征表煤层号孔号/矿号吸氧量（CM3/G）自燃等级倾向性质补1077自燃补2086容易自燃10号XX煤矿071自燃5地温井田地温