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5.2.1井下导线测量13

5.2.2井下高程测量13

5.3贯通测量方法14

5.3.1水平角观测14

5.3.2导线边长测量14

5.3.3水准测量14

5.3.4中线腰线标定15

5.3.5控制导线的延长15

5.4贯通误差预计15

5.5贯通测量中采取的主要措施17

第6章结论19

结束语20

参考文献21

附件21

附件1矿区煤层综合柱状图21

附件2贯通工程设计图21

附件3贯通误差预计图21

第1章矿井基本情况

1.1概况

白皎煤矿位于四川省宜宾市珙县巡场镇，隶属于川煤集团芙蓉公司，为国有企业。

白皎井田为缓倾斜近距离煤层开采。

该矿始建于1965年，由重庆煤矿设计院进行矿井设计，1970年简易投产，设计年生产能力120万吨，现年实际生产能力为75~80万吨。

矿井采用平硐加暗斜井开拓，盘区前进式布置，工作面走向长壁后退式开采。

全部陷落法管理顶板，中央对角式通风，900毫米轨距、12吨蓄电池电机车运输，矿车容量为3吨。

白皎煤矿现有四个生产盘区，一个开拓准备区。

矿内实行矿、队二级管理，下辖四个采煤队，11个掘进队，生产、安全业务科室四个，全矿有职工2000人，其中采煤工360人，掘进工500人。

1.2位置和交通

矿区位于四川省珙县巡场镇东南方向，属珙县附城乡及周村乡管辖，与县城仅隔着洛普河（长宁河上游），直距约5公里。

井田东西长约7.74公里，南北宽约4.82公里，面积26.35平方公里。

矿区中心点坐标：

东经104°

41′38″；

北纬28°

23′32″。

区内交通便利，井田北东南三面均有公路相通。

北侧有宜（宾）珙（县）公路，距矿区约6公里。

由珙县城经巡场可至宜宾或古宋和沪州；

东、南侧有珙（县）洛（表）公路经底硐可至兴文周家，古宋和云南省威信县；

宜（宾）珙（县）铁路通过井田北侧，经自贡、内江可达成都、重庆，交通十分方便。

（图1-1矿井交通位置图）

图1-1矿井交通位置图

1.3自然地理

矿区地形西高东低，西面麻团顶为井田最高点，标高1135.50m，东北面洛普河边，为井田最低点，标高340.00m。

地形相对高差达700余米，属深切割高中山地区。

主要地形多呈单面山，并组成近东西向与构造线一致的长垣式岭脊，北坡陡、南坡缓。

井田西段北坡一侧多悬岩绝壁，常见滑坡及崩塌堆积物。

山前（北坡）阳新灰岩（P1y）广泛出露，岩溶发育，并形成较开阔的顺向沟谷。

山后（南坡）飞仙关组（T1f）地层沟谷纵横，有的切割很深，不易通行。

除梅乌沟为顺向谷外，其余多为沿单面斜坡分布的横向谷。

嘉陵江组（T1j）石灰岩与山前阳新灰岩一样也形成较开阔的顺向沟谷。

大气降水多通过沟谷排泻出区外，注入洛普河。

珙县境内气候温暖潮湿，雨量充沛，据珙县气象站1956年至1985年资料，年降雨量平均1143.6mm，最大1515.9mm，最小799.5mm，雨量多集中在5~8月，常以大雨或暴雨降落，9~12月份为霪雨季节，多雨雾很少晴天。

空气相对湿度高。

年最高气温可达40℃，最低0℃以下，气温变化较大。

由于地形相差悬殊，山地与谷地的气温差异显著。

1.4矿井及小窑

井田周围分布有众多有小煤矿，以开采浅部煤层为主（+600米标高以上），主要分布情况见表1.2。

因历史问题，矿区浅部煤层存在较多老窑，部份老窑占用了白皎井田的资源储量，并遗留有一定安全隐患。

目前大多数老窑已关闭，本次仅能根据以往资料进行标明。

表1.1白皎煤矿周边小煤矿分布情况表

序号

名称

靠近矿井位置

备注

1

巡场镇大水沟煤矿

白皎生产区1712工作面东北侧

2

巡场镇四、八煤矿

白皎生产区1592、1712工作面北侧

3

巡场镇梅子田煤矿

白皎生产区1362、1342工作面北侧

4

巡场镇兴太煤矿

白皎生产区11盘区三条上山煤柱

5

巡场镇绿豆塝煤矿

白皎生产区1412、1422工作面北侧

6

巡场镇大河沟煤矿

白皎生产区1482工作面北侧

7

巡场镇德窝村七社煤矿

白皎生产区1622、1812工作面北侧

8

巡场镇龙潭沟煤矿

白皎生产区1812工作面北侧

9

巡场镇中坝村煤矿

白皎生产区1812工作面北西侧

10

巡场镇天星桥煤矿

白皎生产区1812工作面西北侧

1.5以往地质工作

原四川省地质局二0二地质队于1957年～1963年对白皎井田＋300米标高（上井田）进行数次地质勘探工作。

按一类二型布置勘探工程，相继施工探煤钻孔26个，以750米线距圈定A级储量；

1500米线距圈定B级储量；

3000米线距圈定C级储量。

1963年12月提交了《四川省珙县白皎上井田地质勘探最终储量报告》。

四川省矿产储量委员会1964年12月29日以第83号决议书审批，批准储量为：

表内A＋B级4684.7万吨，C级3359.3万吨，A＋B＋C级8044.0万吨，D级482.0万吨。

表外C级29.0万吨。

该队又于1965年对白皎井田+300～－50米标高（下井田）的储量进行控制勘探，施工钻孔3个，进尺2068米，并于1966年3月提交了《四川省芙蓉山矿区白皎井田深部补充勘探资料》，省储委1967年4月27日以第118号决议书审批，批准下井田储量为：

表内C级5665.7万吨，D级1749.5万吨。

综合上述，全井田批准原始能利用储量（A+B+C+D级）15941.2万吨，其中工业储量（A+B+C级）13709.7万吨，远景储量（D级）2231.5万吨。

后因井界变动（芙蓉井田和珙县一号井田划入部分范围，原白皎井田为Ⅰ~Ⅸ号勘探线，现白皎井田为0~Ⅹ号勘探线），原始地质储量增加至18835.5万吨，其中工业储量15963.8万吨，远景储量2871.7万吨。

地质储量增加2894.3万吨，远景储量增加640.2万吨。

为了提高井田深部地质研究程度，增加高级储量比例，满足矿井延深及生产需要，芙蓉矿务局地勘队于1986年至1994年10月在井田范围300—-50米内共完成补充勘探钻孔20个，对+300～－50米标高的储量情况进行了重新计算，求获得资源储量7414.9万吨，其中B3煤层资源储量为2727.11万吨，C1煤层资源储量为4121.53万吨，B4煤层获得地质储量为566.26万吨。

此次300—-50米补勘计算结果与原报告相比较，储量减少了2659.4万吨。

减少的原因主要是在Ⅴ号勘探线至Ⅻ号勘探线间出现一薄化区域，ZKB3-4、ZKB6-4出现一断失点，从而造成B3煤层储量减少较多。

矿山近四十年生产实践证明，原勘探程度较低，主要是对地质构造和煤层的控制不足，体现在以下几方面：

（1）对井田内构造情况未查明，与生产探明的断层数量相差极大。

（2）对煤层厚度变化控制程度不够，特别是对B4煤层的厚度变化、与B3煤层的分合界线，可采范围控制程度的不确。

（3）对开采技术条件研究程度低，特别是对瓦斯含量投入的工作太少。

（4）部份施工钻孔质量较低，导致不能利用和报废（主要是在断层分布密集区内），影响对矿体的圈定。

（5）虽1986起进行了补充地质勘查工作，按二类二型网度完成补充勘探钻孔20个，但工程量主要集中在Ⅳ-Ⅶ勘探线之间，范围较小。

第2章煤层

2.1含煤地层特征

井田内含煤地层（P2x）厚度148.37~117.07m，平均128.36m。

煤层赋存于含煤层的中上部，含煤6~12层，一般7~9层，其中可采和局部可采煤层四层即C1、B4、B3和B2。

含煤总厚8.49~3.73m，平均5.95m，含煤系数6.61~2.9%，平均4.64%；

可采煤总厚6.30~2.12m，平均4.39m，可采含煤系数4.90~1.65%，平均4.39%。

2.2可采煤层

（1）C1煤层：

位于P2x2的顶部，俗称“臭炭”，（又名K3，二层煤，三型炭），矿山主采煤层。

在井田内西部的ZK601及深部边缘的CK6号钻孔、珙县井田的10-2号孔煤厚小于最低可采厚度0.70m之外，其余煤厚皆可采，故C1煤层为全区可采煤层。

C1煤层厚度4.20~0.25m之间，煤厚变化总的趋势是中部较厚，向两翼逐渐变薄，其中白皎井田内平均煤厚1.40m，珙泉井田平均煤厚1.29。

从煤层标高看是浅部厚、向深部延深有变薄趋势。

经见矿工程点统计，煤厚变化系数为42%，稳定指数58，可采点比93%，属稳定型煤层。

因煤厚变化及不可采分布的状况不同，按水平标高计算，+200m标高以上两个水平为稳定型，其以下的两个水平为较稳定型。

C1煤层基本不含夹层，煤层直接顶为炭质泥岩，部分为灰色薄至中厚砂质泥岩或泥岩，老顶为灰色薄层状砂质泥岩、泥质粉砂岩或细粒砂岩；

底板为粘土岩、炭质或砂质泥岩、粉砂岩或细粒砂岩。

（2）B4煤层：

位于C1煤层之下，俗称“高炭”（又名3层煤、K2、二型炭），局部可采煤层。

煤层厚度1.45~0m，平均0.77m，煤层在井田中部缺失。

煤厚0—2.20米之间，平均厚0.92米。

B4煤层灰份22.65~37.00%，平均28.52%；

硫份：

1.68~7.30%，平均3.82%。

矿物杂质含量比C1煤层低，为24%，在顶部含量高可达29%，中部低18~23%。

黄铁矿含量可达2.2%，主要集中分布在煤层顶部，可达5.8~8.8%，是B4煤层的自身特征之一，中下部比顶部低得多0.2~1.5%、黄铁矿呈星散、线理状或结核状产出。

据见煤工程点统计，B4煤厚变化系数32%，稳定指数68，可采点比77、属较稳定煤层。

由于该煤层出现的不可采点较多，并且分布的水平标高不同，按水平标高计算，煤层稳定性有变化，在+420m标高以上，平均煤厚0.79m，稳定指数78，可采比点88%，为稳定型；

在+420m标高以下三个水平，煤厚稳定性较差，尤其是+200~0m标高，平均煤厚0.68m，稳定指数54，可采点比65%，为不稳定型，其它二个水平为较稳定型，该煤层结构简单。

B4煤层顶板为灰色、深灰色泥岩，底板为浅灰色粘土岩。

（3）B3煤层：

矿山主采煤层，位于B4煤层之下，平均间距2.05m，俗称“矮炭”（又名四煤层、K1、一型炭），为大部份可采煤层。

白皎井田煤层厚度变化4.36~0.64m，平均2.04m；

珙泉井田煤层厚度1.78—0.34之间。

平均0.80。

煤层自西向东变薄。

煤层深部延深总体趋势是浅部厚，中深部薄，深部又变厚。

B3煤层灰份24.06~43.23%，平均33.30%；

0.21~0.96%，平均0.85%。

矿物杂质含量24~28%，顶底含量高达30~43%，中部较低22~24%。

黄铁矿含量比C1和B4煤均低，在1%以下；

顶部含量稍高可达1.9%、中部含量微。

B3煤层结构较简单，多数工程点为单一结构，有少数钻孔在下部含1~2层矸石，厚度为0.02~0.15m，向两侧易尖灭，岩性为炭质泥岩或深灰色粘土岩。

B3煤层顶板为粉砂岩或细粒砂岩，底板为浅灰色、灰白色团块状粘土岩。

（4）B2煤层：

位于B3煤层之下，（又名5煤层、反背煤）。

煤层较薄，井田内大部不可采，仅在珙泉生产区西翼浅部与B3煤层合层时才予开采。

表2.1主要煤层层位、厚度、顶底板岩性

煤层

代号

厚度/m

倾角

度

间距/m

煤层特征

顶板岩性

底板

岩性

二号

C1（K3）

0.64~4.2

1.37

白皎

7~17

珙泉

17~23

煤层结构简单至复杂，夹石多为粘土岩、泥岩。

砂质泥岩、泥质灰岩及细砂岩

粘土岩

0~11.8

3.5

三号

B4（K2）

0~1.50

0.82

煤层结构简单，井田中部不可采，为区内不稳定煤层。

砂质泥岩

或粉砂岩

0~9.2

2.5

四号

B3（K1）

0.64~4.36

2.04

煤层结构复杂，具2~3层夹矸，夹矸厚0.05~1.10m，多为粘土岩、炭质泥岩。

往深部厚度变大，属稳定煤层。

细砂岩及砂质泥岩

综上所述，井田内C1煤层为全区可采的稳定煤层，B3煤层为大部可采煤层；

B4煤层为局部可采煤层，稳定性较差。

第3章井田地质

3.1地层

井田内地层从老至新，依次出露的有：

下二迭统茅口组、上二迭统峨眉山玄武岩组（P2β）、宣威组（P2x）、下三迭飞仙关组（T1f）、嘉陵江组（T1j），总厚约1197米。

煤系地层为宣威组，平均厚度131.3米。

其中宣威组、飞仙关组、嘉陵江组作了段的划分。

地层接触关系，除茅口组与峨眉山玄武岩组、峨眉山玄武岩组与宣威组呈假整合接触外，其余地层均呈整合接触关系。

（附件1　矿区煤层综合柱状图）

（1）二叠系下统茅口组（P1m）

位于井田北部两合岩—塘坝一带，为井田内出露的最老地层。

以浅海相厚层状生物碎屑灰岩为主，夹深灰色薄层状至中厚层状生物碎屑泥质灰岩。

顶部为灰、黄绿色泥岩夹粘土岩与上覆峨嵋山玄武岩组分界，呈假整合接触。

（2）二叠系上统统峨眉山玄武岩组（P2β）

主要为深灰色、灰绿色块状玄武岩，具气孔状、杏仁状构造。

杏仁成份为绿泥石、石英、方解石等。

岩石质怪性脆、贝壳状断口、柱；

底部为浅灰色粘土岩与泥岩，状节理发育。

顶部为灰色粘土岩,k与下伏地层呈假整合接触。

厚43—77米，由西向东逐渐娈薄。

（3）二叠系上统宣威组（P2x）

为整套含煤沉积，属于过渡相沉积。

P2x1（包括P2x2下部）主要为近海湖泊相沉积，局部夹河床相和沼泽相；

P2x2中、上部（B1煤层以上至B4煤层顶板，是本区主要可采煤层的含煤部位）为滨岸泥坪沉积；

P2x3为滨岸泥坪~滨海相沉积，局部出现可采煤层，但煤层稳定性较差。

宣威组地层岩性段，划分为三段：

①第一、二段（P2x1-2）：

该段的主要特点是上部含有可采或局部可采煤层三层，即B4、B3和B2，中下部不含可采煤层。

下部：

峨眉山玄武岩顶界至K6砂岩底界，相当于原划分的第一段（P2x1）。

厚65.48~33.82m，平均50.78m。

岩性以灰色粘土岩为主，次为泥岩、砂质泥岩和细砂岩，含薄层碳质泥岩1~5层，靠近底部有一层菱铁矿。

粘土岩含有星点状或团块状菱铁矿，含有植物化石；

细砂岩有2~3层，厚度不稳定，向两侧易尖灭，不易对比。

中部：

K6砂岩底界至B1煤层底界，厚度33.21~20.09m，平均24.79m。

岩性主要是浅灰色、灰色粘土岩，次为灰色泥岩，有1~3层细砂岩和粉砂岩，夹1~3层炭质泥岩，K6砂岩位于底部。

K6砂岩：

厚7.02~0.74m，岩性为灰绿、暗绿色薄—中厚层状、细—中粒岩屑砂岩，含绿泥石矿物，呈似层状或透镜状产出，具水平层理，下部具波状或楔形斜层理，底部见少量冲刷砾石。

此层砂岩，虽其厚度、层位不稳定，常以其颜色、层理及底冲刷砾石为特征，来确定层位。

上部：

B1煤层底界至B4煤层顶界，厚度为20.87~10.59m，平均13.68m。

岩性以灰色、深灰色粘土岩和煤层为主，次为深灰色泥岩、砂质泥岩，少数钻孔见细砂岩和粉砂岩。

为含煤的主要部位，含煤4~6层，其中可采煤层一层即B4煤层，局部可采煤层二层即B3和B2，含煤平均总厚3.93m，可采煤层平均总厚3.09m。

②第三段（P2x3）

该段厚度42~32m，平均37m，岩性以深灰色、暗绿灰色粉砂岩、砂质泥岩为主，次为深灰色、黑灰色泥岩、细砂岩和粉砂岩，一般夹3~6层深灰色生物碎屑灰岩、泥灰岩，呈薄层状产出，其中最下的一层为K7标志层。

该段一般含煤3~5层，其中位于最下的C1煤层是可采煤层。

该段含煤平均厚2m，可采煤厚平均1.34m。

由于C1煤层基本全区可采，故也为勘探对象。

（4）三叠系下统飞仙关组（T1f）

①第一段（T1f1）

底部为灰色薄层～中厚层状泥质灰岩（B4），含腕足类瓣鳃类化石，与下伏煤层（C2）呈假整合接触；

下部为灰绿色砂质泥岩及粉砂岩；

中部为中厚层粉砂岩；

上部为厚层状灰绿色细砂岩、砂质泥岩；

顶部为鲕状石灰岩。

厚度70～90m，一般80m。

②第二段（T1f2）

下部为暗紫、灰绿色中厚层状泥岩，砂质泥岩，夹粉砂岩条带；

上部为紫色厚层状砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩；

顶部为灰绿色中厚层状粉砂岩。

厚度30～90m，一般45m。

③第三段（T1f3）

底部为紫色厚度层状细砂岩；

下部是紫色薄层状粉砂岩夹数层生物碎屑灰岩；

上部为灰紫色中厚层状细粒长石石英砂岩、粉砂岩；

顶部为灰绿色中厚层状砂质泥岩。

厚度130～200m，一般170m。

④第四段（T1f4）

底部为灰绿色中厚层状粉砂岩；

下部为暗紫色细砂岩及砂质泥岩；

中部为紫色、灰绿色薄层状砂岩；

上部了灰紫色中厚层状砂质泥岩夹泥质灰岩；

顶部为紫红色厚层状粉砂岩及泥岩。

厚度67～100m，一般85m。

⑤第五段（T1f5）

底部为灰紫色厚层状细砂岩，具冲刷面；

下部为紫色薄层状粉砂岩夹细粒长石石英砂岩；

中部为紫色薄层状细砂岩、砂质泥岩；

上部为灰紫色薄～中厚层状砂质泥岩；

顶部为紫色薄层状钙质泥岩。

厚度130～190m，一般150m。

（5）三叠系下统嘉陵江组（T1j）

①第一段（T1j1）

为一套灰色厚层状泥岩与泥质灰岩互层，夹生物碎屑灰岩、白云质灰岩及鲕状灰岩。

顶部为黄绿色泥岩、砂岩与嘉陵江组第二段为界。

见水平及斜交虫管，富含海相动物化石，与下伏飞仙关组呈假整合接触。

厚度一般为150m。

②第二段（T1j2）

为一套灰色、浅灰色薄至中厚层状白云岩组成，间夹薄层状褐黄色泥岩，井田内出露不全，以碳酸盐岩沉积为主，其次为泥岩及白云质灰岩。

该层厚大于50m。

③第三段（T1j3）

顶部为黄绿色泥岩、砂岩。

④第四段（T1j4）

以灰色中—厚层状灰岩，次为泥岩、白云质灰岩为主。

3.2地质构造

矿区所处的大地构造部位为四川台向斜南缘，川湘台向斜之北，川滇台向斜之东南。

区内主体构造是珙长复式背斜，其周围分布众多次一级的褶皱和断层，基本上是一缓倾斜的单斜构造，倾向一般200~230°

，倾角7~26°

，由西向东逐渐增大。

从勘探至生产期间，在储量计算范围内，共揭露大小断层780条，总长度89073m。

按其展步特征和组合规律可分为东西向构造带、北西向构造带及北东向构造带。

图3-1矿区构造纲要图（1:

20万）

区内出露地层从老到新依次为寒武系、奥陶系、志留系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和第四系，总厚度近6000米。

第4章矿井水文地质

4.1矿井水文地质

矿井由于地表水系的切割，致南部成狭谷区，相对高差500m以上，属中等切割；

中部和北部为轻度切割，整个地区属中低山区。

区域内山岳多层地貌景观表现明显，主要河谷为侵蚀—溶蚀谷地，可见三级阶面显著倾斜的阶地，并具有洪积阶地特征。

矿井地表水系可划分为两个小流域，即东部长宁河流域与中—西部南广河流域，此二水系由南向北横切全区。

长宁河在区内流经珙县一、二号井田外缘及巡场井田东缘，系统区内较大常年河。

南广河主河道不在矿井范围内，在区内仅有三条支流，均属山间小溪，呈树枝状分布，系季节性溪沟。

4.2主要含、隔水层特征

茅口组（P1m）为深灰、灰色灰岩，岩溶发育，为强含水层。

但当无大的导水断裂时，对矿井充水无影响。

峨眉山玄武岩组（P2β）为深灰、灰绿色玄武岩，具气孔、杏仁状构造，在浅部裂隙、节理发育；

在深度大于20m以后水容度小，持水性差，深部致密坚硬，为良好的隔水层。

宣威组（P2x）下部由砂质泥岩、泥岩、粘土岩组成，属隔水层；

中上部以砂岩、砂质泥岩及煤层夹数层泥质灰岩组成，属极弱含水层，且受降雨补给。

飞仙关组（T1f）以砂岩、粉砂岩、砂质泥岩组成，其中厚层砂岩、砂质泥岩及薄层灰岩为主要含水层，厚度127m，且由于风化带透水造成下部含水，致使该层直接受大气降水补给。

在井田深部由于裂隙减少，含水层厚度变薄，为61m左右，其含水性随深度的增大而减弱。

嘉陵江组（Tlj）在井田内出露面积较大，以厚层灰岩为主，夹泥质灰岩及泥岩，岩溶发育，井田范围内系补给区。

但由于距开采煤层较远，从目前开采资料看，嘉陵江组岩溶水对矿井充水无影响。

从上可知，除主要含水层--飞仙关组在大气降水时对矿井充水有影响外，其余地层对矿井充水无影响。

4.3其它水文地质因素

小窑水：

井田内老窑及生产小窑较多，开采极为混乱，其积水可对临近的采掘工作面构成突水威胁，另外还可通过导水裂隙充入矿井。

地表水：

井田范围内无大的地表河流，仅有一些季节性的溪沟及农用的小型水库。

各溪沟平时流量极微，洪水时流量较大但延续时间短。

经多年开采证明，位于采空区上方的水库、溪沟等多已疏干至半疏干。

陷落柱：

在矿井基建及生产过程中，白皎生产区的东二盘区下车场及137区段发现有4个岩溶陷落柱，珙泉生产区发现有7个岩溶陷落柱。

从总体来看，陷落柱受区域构造控制，呈条带状发育，条带方向为南东—北西向，其发育部位在断层、构造比较发育的复合、交叉部位，且垮落高度比较大，一般在200m左右，最低发育标高为+160m，对矿井采掘部署有一定影响。

暗河：

从珙泉生产区东北角长宁河边的鱼孔泉流量变化情况分析，在暴雨过后5~8小时，流量逐渐增大，以后又慢慢恢复到暴雨前流量，具有明显的“气象性”特征。

同时可推测此泉补给范围大，通道比较畅通，径流条件较好，无疑存在一条地下暗河。

第5章N21102上山贯通设计

5.1井巷贯通工程概况

该贯通工程，属一井小型重要贯通工程。

设计全长118.5m,倾角

。

贯通导线全长934m，机巷和风巷总长697.2m，N21102上山和探煤上山长度均为118.5m。

为了加快掘进速度，采用上下两头相向贯通方式，预计贯通点在距机巷开切眼50m处。

根据施工安排，由掘进一、二、三、四队采用综掘施工。

贯通允许偏差中线偏差±

0.3米，腰线偏差±

0.2米。

（附件2　贯通工程设计图）

5.2贯通测量方案的选择

该贯通工程，属一井贯通工程，所以只需进下井下导线测量和高程测量。

5.2.1井下导线测量

贯通导线全长934余米，设计采用30″级采区控制导线，从导线点“上6、“上7”起分两条线路测至N21102上山与N21102风巷和N21102机巷交点。

并进行往返观测，在掘进过程中，然后每隔30~50m向前延测一次，进行检查测量并根据施测结果及时调整巷道方向，使其与设计方位一致。

整个贯通导线独立两次施测到预计贯通相遇点K。

起算坐标：

以N2162探煤上山导线点“上7”的坐标为起算坐标。

起算方位角：

以“上6-