永祥承压水煤层开采论证报告.docx
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永祥承压水煤层开采论证报告
郑兴永祥(新密)煤业有限公司
承压水煤层开采论证报告
二零一六年十二月
承压水煤层开采论证报告
一、矿井概况
郑兴永祥(新密)煤业有限公司位于新密市城东约11公里岳村镇任岗村境内,原属中国人民解放军39155部队崔沟煤矿,1984年投资建井,1987年投产,1998年由军办矿转为新密市地方国有煤矿。
2004年按照省、市政府资源整合政策,4个煤矿整合为永祥公司股份制企业。
矿井田面积为4.3304km2,截至2016年底,矿井剩余地质储量1462.84万吨,可采储量573.1万吨,设计生产能力30万吨/年,核定生产能力42万吨/年,服务年限为14.69年。
矿井正常涌水量147m3/h;根据矿井瓦斯等级鉴定报告显示,我矿瓦斯绝对涌出量3.61/min,相对涌出量为4.55/吨,属瓦斯矿井,煤种为贫煤,煤尘具有爆炸性,煤层自燃等级为三级(不易自燃);矿井水文地质类型划分为中等。
矿井开拓方式为斜井多水平开拓。
主斜井提煤兼做安全出口、进风井;副斜井担负全矿井升降人员、提矸、下料等辅助提升任务,兼作进风井及安全出口;西风井为回风井兼安全出口(安装有梯子间)。
采用走向长壁全部垮落采煤方法,后退式回采,单体液压支柱配π型钢梁支护。
二、矿井地质概况
1、地层
本区区域地层划分属华北地层区嵩箕小区,区内基岩全部被第四系黄土覆盖。
本区发育地层有奥陶系中统马家沟组(O2m)、石炭系上统本溪组(C2b)、上统太原组(C2t)、二叠系下统山西组(P1s)和下石盒子组(P1x)、新近系(N)和第四系(Q),现由老至新分述如下:
(1)奥陶系中统马家沟组(O2m)
上部为灰色致密厚层状石灰岩,下部为灰黄色泥质灰岩,本区钻孔揭露厚度18.19m。
为煤系地层沉积基底,属浅海相沉积,与上覆地层呈假整合接触。
(2)石炭系上统本溪组(C2b)
自奥陶系石灰岩顶到一1煤层底,厚4.50~12.50m,平均厚度8.50m。
岩性为青灰色铝质泥岩,含红色铁质、硅质及菱铁质结核,具鲕状、豆状结构。
上部灰色铝质泥岩中夹含植物化石的粉砂岩和灰黑色薄煤层(古占煤)底部偶见山西式铁矿层,为赤红色褐铁矿,呈透镜状、极不稳定,与下伏奥陶系马家沟组呈平行不整合接触。
(3)石炭系上统太原组(C2t)
为区内主要含煤地层之一,据钻孔揭露,本组平均厚度65.66m。
由灰、深灰色中~厚层状石灰岩、深灰色泥岩、砂质泥岩、砂岩和煤层组成。
根据其岩性组合特点,由下而上分为下部灰岩段、中部砂泥岩段和上部灰岩段
①下部灰岩段
自太原组底界至L4石灰岩顶界,厚8.97~36.30m,平均25.85m。
由L1~L4四层深灰色含生物泥晶灰岩、砂质泥岩、细砂岩及一1、一2、一3、一4煤四层煤组成。
L1石灰岩全区发育,厚3.64~12.27m,平均10.19m,为灰色~深灰色中厚~厚层状,隐晶质结构,含燧石结核及大量动物化石,为主要标志层之一;L2、L3、L4石灰岩较稳定,含燧石结核及动物化石,L3、L4石灰岩之间发育砂质泥岩和细粒砂岩。
石灰岩之下有薄煤层,一1煤较稳定,局部可采,其它煤层均不可采。
②中部砂泥岩段
自L4灰岩顶至L7灰岩底,厚14.04~45.29m,平均22.03m。
由深灰色中细粒砂岩(俗称胡石砂岩)、灰黑色砂质泥岩、泥岩组成,夹薄层石灰岩(L5、L6)及薄煤层(一5、一6、一7),煤层均不可采。
③上部灰岩段
自L7灰岩底至L9石灰岩顶,厚8.25~26.59m,平均17.78m。
由深灰色泥晶灰岩、泥岩、砂质泥岩、细粒石英砂岩及两层不稳定煤层组成,含燧石条带动物化石。
L7、L8、L9三层石灰岩中L7全区稳定,厚3.53~16.64m,平均厚度8.69m,为本区主要标志层之一。
L8、L9石灰岩之下产一8、一9煤层,均不可采。
太原组与下伏本溪组为整合接触。
(4)二叠系下统山西组(P1s)
自L9石灰岩(局部相变为菱铁质泥岩)顶至砂锅窑砂岩底,厚65.40~102.86m,平均76.49m。
为一套灰~深灰色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩及中细粒砂岩为主组成的含煤地层,即二煤组。
本组与下伏太原组为整合接触。
根据其岩性组合特征可分为四段。
①二1煤段
自L9石灰岩(局部相变为菱铁质泥岩)顶至大占砂岩(Sd)底,本段厚度为6.34~24.58m,平均13.97m。
由深灰色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细中粒砂岩和煤层组成。
其中二1煤层为本区普遍可采煤层,厚度0.40~11.00m,平均4.09m。
②大占砂岩段
自大占砂岩(Sd)底至香炭砂岩(Sx)底,本段厚度10.35~33.51m,平均19.67m。
下部大占砂岩厚度变化大,1.03~28.51m,平均11.24m,岩性为灰色中细粒岩屑石英砂岩,层面含大量白云母片、炭屑及泥质包体,具波状层理,钙质胶结,层位稳定,标志明显,是良好的标志层。
上部为深灰色砂质泥岩、泥岩、炭质泥岩,富含植物化石。
③香炭砂岩段
自香炭砂岩(Sx)底至小紫泥岩底部,厚8.20~28.62m,平均22.58m。
下部香炭砂岩厚度变化大,厚0.28~17.05m,平均6.99m,为暗灰色中细粒长石石英砂岩,层面含较多白云母、菱铁质结核、泥质团块和泥质包体,硅质胶结;常分叉为两个分层或相变为砂质泥岩,为辅助标志层。
上部为深灰、灰黑色砂质泥岩、泥岩;顶部含二4煤一层。
④小紫泥岩段
自小紫泥岩底至砂锅窑砂岩(Ss)底板,本段厚2.97~38.86m,平均21.51m。
下部为灰色含铝质及菱铁质鲕状泥岩(俗称“小紫”)具紫红色团块,上部为灰色砂质泥岩,夹细粒砂岩或粉砂岩薄层,含植物化石。
(5)二叠系下统下石盒子组(P1x)
根据其沉积特征,区域上本组可分为三、四、五、六共4个煤段。
与下伏山西组为整合接触。
由于本矿井及扩采区紧邻浅部露头部位,绝大部分仅保留了三煤段地层,三煤组一般厚42.28~89.41m,平均58.32米,主要由砂岩、砂质泥岩、泥岩组成。
本组重要的标志层为浅灰、灰白色中—粗粒的砂锅窑砂岩,底部有砂砾石,硅质胶结,分选性好,平均厚6.86m,在其上部有一层紫红色和灰色的紫斑泥岩,具豆状或鲕状结构,俗称“大紫斑泥岩”,层位稳定,厚约20.28m,也是预见二1煤层的重要标志。
(6)新近系(N)
灰白色、黄绿色泥灰岩。
溶洞、裂隙发育,厚度60.30~112.10m,平均82.11m,本区地表冲沟内有出露,与下伏地层为角度不整合接触。
(7)第四系(Q)
以疏松黄土为主,含粉砂,底部夹砾石层和砂质粘土层,厚度2.00~25.50m,平均10.75m。
2、煤层
区域含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组、下石盒子组及二叠系上统上石盒子组。
根据本区钻孔揭露,区内仅石炭系上统太原组和二叠系下统山西组发育煤层,含煤地层厚度150.65m,含煤11层,其中仅二1煤和一1煤层全区大部可采,可采含煤系数为3.71%。
煤层发育情况一览表
表2-1
地层
单位
煤组
含煤
层数
煤层编号
可采煤层
名称
厚度(m)
编号
厚度(m)
二叠系
山西组
二煤组
76.49
2
二1、二4
二1
0.40~11.00
4.09
石炭系
太原组
一煤组
74.16
9
一1、一2一3、一4、一5、一6、一7、一8、、一9
一1
0~3.25
1.50
三、矿区水文地质条件
1、井田边界及其水力性质
井田四周边界主要有北部的F19断层(七里岗断层)和东部的DF25(马武寨断层)。
F19断层(七里岗断层),为井田北部边界,区内延展长度2300m。
正断层,走向SE转EW向,倾向NE转N,倾角变化65~80°,落差40~150m。
该断层越向东落差越大,使井田内二1煤层与对盘(北盘)二叠系山西组砂岩地层及下石盒子组四煤组底部砂岩对接,视为矿区北部相对补水的自然边界。
DF25(马武寨断层),为井田东部边界,正断层,走向NE向,倾向NW,倾角变化35~75°,落差135~185m,区内延展长度612m。
该断层使井田内二1煤层与对盘的煤系底板地层(即奥陶系或寒武系地层)对接,视为井田东部补水边界。
井田西部、南部均为人为边界,对含水层之间的水力联系无大的影响。
2、含水层
井田内地层有奥陶系、石炭系、二叠系及第四系。
地下水类型可分为岩溶裂隙水、碎屑岩裂隙水和孔隙水三类,主要有7个含水层组,由新到老分述如下:
(1)第四系松散层孔隙潜水含水层
区内第四系分布广泛,以黄土层、砾石层为主,局部为黄土夹砾石,松散,透水性强。
厚度为2.00~25.00m,平均10.75m,含水层的厚度、水位埋深及其富水性差别较大,其水源主要以大气降水为主,其水位、水量动态不稳,具有明显的季节性变化特征。
(2)新近系泥灰岩岩溶潜水含水层
该含水层岩性为灰白色、黄绿色泥灰岩,溶洞、裂隙发育,厚度60.30~112.10m,平均82.11m,富水性强,本区地表冲沟内有出露,接受大气降水补给。
(3)二叠系下统下石盒子组砂岩孔隙裂隙承压水含水层
为碎屑岩孔隙裂隙承压水含水层,由下石盒子组粗~细粒砂岩组成,中隔泥岩、砂质泥岩,是一些互不发生联系的含水层。
其中各煤组底部的砂岩较稳定,特别是三煤组底部砂锅窰砂岩发育较好,层位稳定,其余常在短距离内尖灭或相变。
该含水层在井田内无出露,补给条件差,一般富水性较差,与下部含水层水力联系较弱。
(4)二叠系下统山西组砂岩孔隙裂隙承压水含水层
为碎屑岩孔隙裂隙承压水含水层,以二1煤层上部的大占砂岩、香炭砂岩为主,岩性为细~中粒砂岩,平均厚度18.23m,岩石裂隙较发育,往往有方解石脉填充,含水不均匀,富水性弱。
据邻矿恒泰煤业有限公司1503孔2010年抽水试验资料,水位标高+47.91m,渗透系数0.00547m/d。
为HC03-K-Na型水,矿化度0.466g/L。
在矿井生产中,该含水层水多以滴水、淋水形式向矿坑充水,为二1煤层顶板直接充水含水层。
(5)石炭系太原组上段灰岩岩溶裂隙承压水含水层
该含水层由L7~L9三层灰岩组成,其中L7和L8两层灰岩较发育,但以L7灰岩为主,层位稳定,厚度3.53~16.64m,厚度平均在8.69m左右,该层为二1煤层底板直接充水含水层。
1982年任岗井田精查802、1103孔在该层段进行了抽水试验工作,水位埋深60.48~75.73m,水位标高+174.98~+178.05m,钻孔单孔涌水量0.011~0.034L/s·m,渗透系数0.0953~0.5609m/d,为HC03-Na-Mg型水,矿化度0.5g/L。
2010年邻矿恒泰煤业有限公司补勘1503孔在该层段进行了抽水试验,水位埋深194.13m,水位标高+27.59m,渗透系数0.00403m/d,为HC03-K-Na型水,矿化度0.44g/L。
(6)石炭系太原组下段灰岩岩溶裂隙承压水含水层
由太原组下段L1~L4灰岩组成,中夹薄层泥岩、砂质泥岩和薄煤层。
其中L1灰岩较发育,层位较稳定,厚度3.64~12.27m,平均10.19m。
据外围勘查资料,钻孔在该含水层遇漏水的较多,最大漏失量为9.63m3/h,一般为0.6~1.5m3/h,K=0.02ll~0.715m/d,q=0.0211~0.715l/s.m。
该含水层直接覆于一1煤之上,为一1煤层顶板直接充水含水层,二1煤层底板间接充水含水层。
(7)奥陶系灰岩岩溶裂隙承压水含水层
该含水层全区发育,为灰白色、浅灰色隐晶质灰岩,钻孔揭露厚度18.19m,厚度较大,岩溶裂隙发育,富水性极强,为本区主要含水层。
在新密煤田西部及北部灰岩出露区接受大气降水的补给,通过岩溶裂隙补给含水层。
该含水层为一1煤层底板直接充水含水层,部分地段直接和二1煤层接触,为二1煤层底板直接和间接充水含水层。
据外围1982年精查401钻孔抽水资料,水位埋藏深度54.16m,水位标高+176.23m,单位涌水量为0.0014L/s•m,渗透系数O.02224m/d,为HC03-Mg-Ca型水,矿化度0.4g/L。
区内排4、排5观测孔2016年12月1日观测资料,水位标高+41.78m。
3、隔水层
井田内主要隔水层由新到老为二叠系砂岩含水层之间的层间隔水层、二1煤层底板细碎屑岩隔水层、石炭系太原组中段砂泥岩隔水层、石炭系本溪组铝土质泥岩隔水层。
(1)二叠系砂岩含水层之间的层间隔水层
二叠系砂岩含水层之间,均分布有厚度不等的泥岩、砂质泥岩等泥质岩层,其岩性比较致密,不透水,阻隔了各含水层之间的水力联系,起到了层间隔水作用。
(2)二1煤层底板细碎屑岩隔水层
指二1煤层底板至太原组上段灰岩顶界之界的岩层,岩性主要为泥岩、砂质泥岩、细粒砂岩,厚0.93~13.87m,平均6.71m。
由于底板有效隔水层厚度很小,在采动过程中易发生隔水层破坏现象,隔水性能较差。
特别是遇厚度较薄地段或受构造破坏地段,隔水能力将会大大降低,甚至起不到隔水作用。
二1煤层有许多地方直接和下部奥陶系灰岩含水层相接触或者之间仅有4~5米厚的隔层,生产中应加以注意。
(3)石炭系太原组中段砂泥岩隔水层
指L4灰岩顶界至L7灰岩底界间的碎屑岩段,主要由泥岩、砂质泥岩及粉砂岩组成,厚14.04~45.29m,平均22.03m,层位稳定,裂隙不发育,透水性差。
正常情况下,能起到良好的隔水作用,可阻隔太原组上、下段灰岩含水层之间的水力联系。
(4)石炭系本溪组铝土质泥岩隔水层。
由本溪组铝土质泥岩组成,沉积连续,层位稳定,厚度为4.50~12.50m,平均厚度8.50m,岩石致密,裂隙不发育,正常情况下可阻隔奥陶系灰岩和太原组下段灰岩含水层的水力联系,但遇厚度较薄或构造破坏地段,隔水能力将会降低或失去隔水作用。
四、论证报告
1、充水水源
(1)大气降水、地表水
本区大气降水多集中在每年7~9月份,大气降水在煤层埋深较浅地段通过不同成因的基岩裂隙及松散堆积物空隙在裂隙沟通的情况下进入矿坑,成为矿坑充水的间接但重要的补充来源。
区内因地表皆为干沟,既无常年积水水体,也无常年径流,仅在雨季有短暂水流,所以地表水对矿井充水影响不大。
(2)地下水
①第四系松散层潜水
本区为低山丘陵区,地面坡度较大,冲沟发育,第四系地层沉积较薄,底部的黄土夹砾石为其含水层,发育不连续,稳定性差,富水性不均一,但导水性较好,是大气降水下渗充入二1煤矿坑的中介含水层和导水通道之一,故在浅部应积极做好地面防、排水工作。
②新近系泥灰岩潜水含水层
该含水层厚度大,溶洞、裂隙发育,本区地表冲沟内有出露,接受大气降水补给,水量丰富。
在煤层埋藏较浅地段,煤层回采落顶产生的导水裂缝带或断层带与该含水层沟通时,则向矿床充水。
③二叠系砂岩裂隙水
为碎屑岩孔隙裂隙承压含水层水,包括下石盒子组砂岩孔隙裂隙承压水、山西组砂岩孔隙裂隙承压水。
在二1煤层回采落顶产生的导水裂缝带中的含水层水,都会向矿井充水,是矿坑顶板直接充水水源。
在矿井生产中,多以渗水、淋水形式向矿坑充水,水量较小,生产中易于疏排。
④石炭系太原组上段灰岩岩溶裂隙承压水
该层水为底板直接充水含水层,其本身水量不大,易于疏排。
但往往因底板缺失、断层、水压等因素,使太原组下部的L1-4和O2灰岩水发生水力联系,出现O2灰岩水补给该层突入矿井,故对该含水层应采取防治措施。
⑤石炭系太原组下段灰岩岩溶裂隙承压水
由L1~L4灰岩组成,该层含水性及透水性较好,为一1煤层顶板直接充水含水层及二1煤层底板间接充水含水层。
该层水与下部奥陶系灰岩水联系密切,往往是与奥陶系灰岩水同时经L7-8灰岩含水层突入矿井,造成严重的水害事故,甚至淹井。
⑥奥陶系中统石灰岩岩溶裂隙承压水
该含水层岩溶裂隙发育,补给径流条件好,富水性强、水量大、水压高,为一1煤层底板直接充水含水层和二1煤层底板间接充水含水层,也是本区重要含水层。
该层水往往是经L7-8灰岩含水层突入矿井,但由于矿区内部分地段二1煤直接和其接触,也可直接突入矿井,造成严重的水害事故,甚至淹井。
(3)老窑、老空水
矿区西部及南部有采空区老窑24个,且资料基本查清,老窑区存在一定量的老空水,因而在掘进工作中必须加强探防水工作,避免突水事故。
(4)塌陷区积水
区内老窑及近期小煤矿多,对煤层顶板破坏较严重,浅部老窑及生产矿井废弃井巷冒落塌陷形成断裂破碎带,并在地表形成沉陷凹地和地裂缝,在雨季则因洪水汇集而积水,再通过导水裂缝带、地裂缝向矿坑充水,故在地表沉陷区应及时回填塌陷凹地和地裂缝,开挖疏排洪渠道或其它防、排水基础设施,以避免发生洪水倒灌造成淹井等事故。
2、充水通道
(1)断裂构造带
发育于煤层顶、底板岩层中天然构造裂隙是地下水运移和赋存空间,也是造成煤层开采突水的导水通道,一旦巷道掘进或工作面回采过程中遇到该类导水裂隙就会造成矿井出水。
矿区主要断裂构造为发育在北部边界附近的F19断层(七里岗断层),该断层延展长度长,落差大,有可能与寒武系含水层沟通,位于矿区北侧的东沟煤矿开采二1煤层时,因遇到该断层的支断层而发生了淹井事故。
井田东部的DF25断层(马武寨断层),落差135~185mm,使井田内煤系地层与对盘的煤系底板地层(即奥陶系或寒武系地层)对接。
区内其它断层还有二十多条,由于断层破坏了地层的连续性,使煤层上下各含水层间产生了一定的水力联系,是地下水、大气降水和地表水向矿坑充水的主要通道,采掘中有突水危险。
故生产中当井巷采掘工程接近断层时,均应打超前探、放水钻,并留设足够的防水保安煤柱,以避免遇断裂突水淹井。
(2)导水裂隙带
工作面回采后产生的顶板岩层导水裂隙带会直接导通顶板含水层水、老窑水和地表水,是矿井突水的主要导水通道之一。
若导水裂隙带高度达到水体(或富含水层)时,则会引起矿井涌水量急剧增加。
其导水裂隙带高度采用国家安全生产监督管理总局发布的《煤矿床水文地质、工程地质及环境地质勘查评价标准》(MT/T1091-2008)中的公式进行计算。
井田内煤层倾角较缓,二1煤层顶板主要为砂质泥岩,导水裂隙带高度计算公式为:
式中:
Hf—导水裂隙带高度m;
M—煤层累计采厚m,取井田内钻孔揭露煤层平均厚度4.09m;
n—煤分层层数;
按上式计算,全井田二1煤层一次采全高开采时,产生的导水裂隙带高度为62.71m。
综合分析,二1煤层埋藏较浅地段,开采时产生的导水裂隙带,有可能导通新近系泥灰岩含水层,泥灰岩水充入矿井,而使矿井涌水量增大。
在矿井生产中,应加强顶板管理,采用充填法充填采空区,可以减轻围岩的破坏,减小对矿井涌水量的影响。
(3)底板岩层破坏突水
煤层底板以下含水层中,赋存的地下水是具有一定压力水头的承压水。
由于采掘工作破坏了岩层的天然受力状态,一定条件下底板水在水压和矿山压力作用下突破底板进入矿井,造成矿井突水。
本区现采二1煤层底板标高在-250~+150m之间,该煤层底板直接充水含水层为太原组上段L7-8灰岩,其本身水量不大,易于疏排。
底板主要突水危害为太原组下段L1-4灰岩水和奥陶系灰岩水,据区内排4、排5观测孔2014年12月1日观测资料,L1-4灰岩水和奥灰水水位标高为+71.30m。
故开采二1煤层,大部分地段为带压开采。
带压开采是个复杂的问题,影响的因素较多,本次采用突水系数法进行评价。
采用《煤矿防治水规定》〔国家安全生产总局监督管理总局(第28号)〕附录四中的公式,计算奥陶系中统石灰岩岩溶裂隙承压水突水系数。
其公式为:
式中:
T—突水系数,MPa/m;
p—隔水层承受的水压,MPa;
M—底板隔水层厚度(取区内二1煤层底板以下各隔水层的平均厚度),m。
根据煤矿防治水规定,煤层底板受构造破坏块段突水系数临界值取0.06MPa/m,正常块段突水系数临界值取0.1MPa/m,本次确定以下带压开采分区标准:
T<0.06相对安全区
0.06≤T<0.1临界区
T≥0.1危险区
二1煤层安全开采标高计算表
表4-1
含水层
水位标高(m)
隔水层厚度(m)
隔水层底板距二1煤层底板距离
隔水层承受的水压临界值(MPa)
二1煤层安全开采
标高临界值(m)
构造破坏块段
正常
块段
构造破
坏块段
正常
块段
L7-8灰岩
+27.59
6.71
6.71
0.4026
0.671
-6.78
-34.17
L1-4灰岩及奥陶系灰岩
+71.30
28.74
46.52
1.7244
2.8740
-51.24
-168.55
对于L7-8灰岩水,当突水系数取0.06MPa/m,反算得出隔水层承受的其水压(P)为0.4026MPa,煤层底板标高为-6.78m;当突水系数取0.1MPa/m,反算得出隔水层承受的其水压(P)为0.671MPa,煤层底板标高为-34.17m,见表4-1。
对于L1-4灰岩及奥陶系灰岩水,当突水系数取0.06MPa/m,反算得出隔水层承受的其水压(P)为1.7244MPa,煤层底板标高为-51.24m;当突水系数取0.1MPa/m,反算得出隔水层承受的其水压(P)为2.8740MPa,煤层底板标高为-168.55m。
见表4-1。
根据突水系数公式计算得知,当本区二1煤层开采标高在-6.78m以上时,突水系数均小于0.06MPa/m,属相对安全区;二1煤层开采标高在-6.78m~-34.17m之间时,L7-8灰岩水突水系数大于0.06MPa/m,而小于0.1MPa/m,属临界区,构造破坏块段发生L7-8灰岩水突水的可能性较大,构造不发育块段仍是相对安全的;二1煤层开采标高在-34.17m~-51.24m之间时,L7-8灰岩水突水系数大于0.1MPa/m,L1-4灰岩及奥灰系灰岩水突水系小于0.06MPa/m,属危险区,发生L7-8灰岩水突水的可能性极大;二1煤层开采标高在-51.24m~-168.55m之间时,L7-8灰岩水突水系数大于0.10MPa/m,L1-4灰岩及奥灰系灰岩水突水系数大于0.06MPa/m,而小于0.1MPa/m,L7-8灰岩水突水可能性极大并且在构造破坏地段还会存在L1-4灰岩及奥陶系灰岩水突水的可能;二1煤层开采标高在-168.55m以下时,L7-8灰岩水突水系数和L1-4灰岩及奥灰系灰岩水突水系数均大于0.1MPa/m,属危险区,L7-8灰岩水和L1-4灰岩及奥灰系灰岩水突水可能性极大,L1-4灰岩及奥灰系灰岩水往往会经L7-8灰岩含水层突入矿井,会对矿井安全生产造成影响(见表4-2)。
二1煤层突水性评价表
表4-2
开采标高
突水系数MPa/m
突水性
L7-8灰岩水
L1-4灰岩及奥陶系灰岩水
-6.78m以上
小于0.06
小于0.06
相对安全
-6.78m~-34.17m
大于0.06,小于0.1
小于0.06
构造破坏块段发生L7-8灰岩水突水的可能性较大,构造不发育块段仍是相对安全的
-34.17m~51.24m
大于0.1
小于0.06
发生L7-8灰岩水突水的可能性极大
-51.24m~-168.55m
大于0.1
大于0.06,小于0.1
L7-8灰岩水突水的可能性极大并且在构造破坏地段还会存在L1-4灰岩及奥陶系灰岩水突水的可能
-168.55m以下
大于0.1
大于0.1
L7-8灰岩水、L1-4灰岩及奥陶系灰岩水突水的可能性极大
根据上述论证情况,矿井25采区下部存在不同程度的承压水威胁,需制定承压水煤层开采安全技术措施并严格执行保障安全生产。
郑兴永祥(新密)煤业有限公司
二O一六年十二月
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