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1、带压开采安全技术措施 一、概况依据山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室文件以晋煤重组办发【2009】69号关于临汾市安泽县煤矿企业兼并重组整合方案的批复文件，山西玉和泰煤业有限公司为单独保留矿井，2011年11月17日，山西省国土资源厅为该公司颁发采矿许可证，证号：C1400002009111120043578，批准开采2、3号煤层，生产规模为90万t/a，井田面积5.8525km2。该矿现为生产矿井，采用立井开拓方式。2、3号煤层选用联合布置交替开采，采用长壁综采一次采全高回采工艺，全部垮落法管理顶板。为了合理开发有限的煤炭资源，保证该矿开采的安全，使矿井能够“持续、高效、安全、有序、
2、环保、健康”的发展，并符合国家有关办矿的规定，矿方委托我院编制带压开采安全技术措施。 二、地质概况（一）地层 该井田位于沁水煤田西部边缘沁安普查区内，井田内基岩出露较好，出露有三叠系下统刘家沟组、二叠系上统上石盒子组、石千峰组地层，第四系中更新统黄土主要分布在山梁上。 （二）构造该井田总体构造表现为一单斜构造，倾向南东，地层倾角515，井田内煤层开采时未发现大断层，但小断层较多，断距一般在0.5-2m。开采2、3号煤层时在井田的东北部发现5个陷落柱X1、X2 、X3、X2 、X3，基本上为椭圆形，X1长轴为15m，短轴为8m，面积为106m2；X2长轴为18m，短轴为10m，面积为108 m2
3、；X3长轴为45m，短轴为25m，面积为950m2 ，X4长轴为45m，短轴为40m，面积为123m2；X5长轴为60m，短轴为45m，面积为228 m2；。目前未发现陷落柱渗水现象，对煤层开采不会造成影响。该井田在以往地质勘查过程中，未发现有岩浆岩活动。本井田构造属简单类型。（三）可采煤层1、2号煤层位于山西组中上部，据钻孔及测点资料，厚度0.68-1.32m，平均0.97m，含0-1层夹矸，结构简单。其顶板为泥岩、粉砂岩，底板为泥岩、粉、细粒砂岩，属全区稳定的可采煤层。2、3号煤层位于山西组中部，上距2号煤层平均11.19m左右，据钻孔及测点资料，厚度0.75-1.89m，平均1.25m，
4、结构简单，含0-1层夹矸，顶板为泥岩、粉、细粒砂岩，底板为泥岩、局部为中粒砂岩，属全区稳定可采煤层。 三、矿井水文地质 （一）井田边界及水力性质 本井田边界不规则，边界均是人为边界，井田北邻山西安鑫煤业有限公司，西邻山西古县老母坡煤业有限公司与山西古县安吉欣源煤业有限公司，东邻山西安泽玉华煤业有限公司。井田边界无断层、陷落柱等导水构造，煤系地层各含水层之间无水力联系。 本井田内岩层裸露，开采的2、3号煤层平均埋深约300-500m。2、3号煤层上下含水层一般不与风化裂隙带沟通发生水力联系。 （二）含水层 井田的含水层自上而下有： 1、第四系砂砾层孔隙潜水含水层 第四系全新统Q4，分布井田北部三
5、交河河床一带，岩性为灰白色砂质粘土、亚粘土砂砾层及砾石层，厚度变化大，层位不稳，依地形而异，该层渗水性含水性均好，由于受大气降水和地表水补给条件好，为富水性丰富的孔隙潜水含水层。 2、上石盒子组（K10砂岩）裂隙含水层 砂岩含水层较稳定，多呈透镜体，岩性为黄绿色，浅灰绿色中细粒厚层状石英长石砂岩，埋藏浅时，风化裂隙及节理发育，局部含小砾。钻进消耗量达5.5m3/h，一般钻进消耗量在0.5m3/h以下，泉水流量0. 22L/s，因此，该层为富水性弱的裂隙含水层。 3、下石盒子组（K9、K8）砂岩裂隙含水层 砂岩含水层位于2、3号煤层以上，K8为煤层直接充水含水层，岩性为灰白色、灰绿色、黄绿色厚层
6、状石英长石砂岩，多为钙质胶结，裂隙稍发育，钻进消耗量在1.00m3/h以下，一般在0.20.5m3/h之间，距本井田北东部约2.5km处安泽宏昌煤业9号水文孔（施工时间1997年7月31日1997年10月14日，山西省煤炭地质公司施工）抽水试验资料，P1s+P1x砂岩含水层混合抽水单位涌水量0.00676 L/sm，渗透系数为0.0003373m/d,总硬度为8.44mg/L，矿化度为487mg/L，PH值为8.76，水位标高1131.71m，水质类型为HCO3K+Na。含水层为弱富水性裂隙含水层。 4、山西组（K7）砂岩裂隙含水层 砂岩含水层位于3号煤层以下，为3号煤层间接充水含水层，岩性为
7、灰白色中细粒砂岩，局部相变为粉砂岩。裂隙不发育，该含水层为富水性弱的裂隙含水层。 5、太原石灰岩（K4、K3、K2）岩溶裂隙含水层 K4石灰岩为7号煤直接充水含水层，厚度2.15-9.35m，平均为5.51m，岩性为深灰色，致密、块状，顶部质不纯含泥质，裂隙较发育，多为方解石细脉充填，钻进消耗量一般在0.101.00m3/h之间。K3石灰岩为8号煤直接顶板，厚4.82-7.65m，平均厚6.07m， 深灰色、块状、坚硬，质不纯含泥质，裂隙较发育，多被方解石细脉充填，钻进消耗量在0.101.00m3/h之间。 K2石灰岩为10号煤层直接充水含水层，也是太原组的主要含水层，岩性为深灰色，致密、坚硬
8、、性脆石灰岩，一般含有燧石层及透镜体。厚1.75-8.46m，平均厚6.19m，9号钻孔单位涌水量0.006L/sm，渗透系数为1.475910-4m/d，总硬度为19.30mg/L，矿化度为496mg/L，PH值为8.63，水位标高1122.19m，水质类型为HCO3K+Na。2010年3月20日-2010年9月20日山西省第五地质勘查院在本井田北部施工AX-1水文孔，对K2、K3、K4混合水进行了抽水试验，单位涌水量0.00050.0012L/sm，渗透系数为0.00180.0050m/d，水位标高1132.8m，属于弱富水性岩溶裂隙含水层。 6、中奥陶统石灰岩岩溶裂隙含水层 奥陶系地层出
9、露于矿区外西部，峰峰组石灰岩是本区煤系地层下伏的主要含水层，是开采下组煤（10号）的主要威胁。岩性为质纯、致密、性脆的石灰岩、泥灰岩，裂隙稍发育，一般被方解石充填，局部偶见有封闭式小溶洞，可见有角砾状石灰岩，棱角状灰岩碎块被泥灰岩胶结，厚度70.05m， 钻进时冲洗液消耗量一般在0.5m3/h以下。上马家沟组主要为石灰岩、泥灰岩、白云质灰岩，具裂隙，但大都被方解石脉或石膏充填，含水性不大。钻孔消耗量最大为1.00m3/h，一般为0.50m3/h0.80m3/h。2010年3月7月山西克瑞通实业有限公司在本井田北部山西安鑫煤业有限公司补充勘探时施工了501、505号探岩溶水位孔。501号孔O2f
10、石灰岩顶界面埋深345.28 m，标高814.25 m ，终孔深度547.17 m ，在545.00 m处上马家沟组出现大漏水，观测岩溶水位埋深295.10 m，水位标高864.13m；505号孔O2f石灰岩顶界面埋深469.57 m，标高759.22 m ，终孔深度682.31 m ，在628.00 m处上马家沟组出现大漏水，观测岩溶水位埋深251.85 m，水位标高859.40 m。2010年3月-2010年9月山西省第五地质勘查院在北部山西安鑫煤业有限公司施工AX-1水文孔，对O2fO2s段混合水进行了抽水试验；单位涌水量0.00150.0066L/sm，渗透系数为0.00180.011
11、m/d，水位标高861.40m，属于弱富水性岩溶裂隙含水层。据探岩溶水位孔资料控制本井田奥灰水水位标高为861-855 m。 （三）隔水层 峰峰组下段泥质灰岩夹石膏层相对隔水层(O2f1)，厚度94.88105.34m，岩性以泥灰岩、白云岩角砾状灰岩，致密较硬，纤维状石膏一般以薄层状、脉状、网格状与泥灰岩交织在一起，局部为薄层状纯硬石膏。该段可视为良好的相对隔水层。 本溪组为太原组基底隔水层岩性为铝土岩、含铁质铝土泥岩、粉砂岩、泥岩、泥灰岩等组成，厚1530m。分布稳定，连续性好岩性致密，不透水，对下伏奥灰含水层具有良好的隔水作用。 太原组隔水层主要分布在K7砂岩与K4灰岩之间，厚1545m，
12、岩性以泥岩、砂质泥岩为主，次为粉砂岩夹中砂岩，对下部的灰岩含水层具有一定的隔水作用。 山西组隔水层主要分布在K8砂岩与2号煤层底部砂岩及3号煤层与K7之间，岩性以泥岩、砂质泥岩为主，其中以2号煤层以上为主要隔水层，厚1020m，一般呈透镜状，具有半隔水作用。四、对奥陶系灰岩水带压开采的可行性分析 奥陶系地层出露于矿区外西部，峰峰组石灰岩是本区煤系地层下伏的主要含水层。岩性为质纯、致密、性脆的石灰岩、泥灰岩，裂隙稍发育，一般被方解石充填，局部偶见有封闭式小溶洞，可见有角砾状石灰岩，棱角状灰岩碎块被泥灰岩胶结，厚度70.05m，属于弱富水性岩溶裂隙含水层。上马家沟组主要为石灰岩、泥灰岩、白云质灰岩
13、，具裂隙，但大都被方解石脉或石膏充填，含水性不大。属于弱富水性岩溶裂隙含水层。本井田奥灰水水位标高为861-855m。井田内2、3号煤层在井田东南部均低于奥灰水水位标高，在开采过程中，由北向南带压程度逐步加大，奥灰水对我矿安全生产是否构成严重的安全威胁，我矿能否进行带压开采，是我们首先需要进行分析研究的问题。 井田内奥灰水水位标高在861-855 m之间，高于井田东南角2、3号煤层的最低标高（+630m），对本井田东南角2、3号煤层开采有充水影响，下面计算2、3号煤层底板最低点奥灰水突水系数，以预测2、3号煤层奥灰水突水的可能性。 （一）突水系数计算：计算公式：K=P/M式中 K突水系数（MP
14、a/m）M底板隔水层有效厚度（m），取本溪组及山西组3号煤层下部地层厚度，做为有效厚度。通过查阅相关资料，可知：2号煤层底板最低点标高为650m，3号煤层底板最低点标高为630m；对应的奥灰水位为855m；2号煤层底板隔水层有效厚度为158m，3号煤层底板隔水层有效厚度为139m。 P隔水层底板承受的静水压力（MPa） P=（Ho-H1+M）0.0098 2号煤层隔水层底板承受的静水压力:P2#=（Ho-H12#+M2#）0.0098=（855m-650m+158）0.0098=3.56MPa3号煤层隔水层底板承受的静水压力:P3#=（Ho-H13#+M3#）0.0098=（855m-630m
15、+139）0.0098=3.57MPa 其中 Ho奥灰岩溶水水位标高（m） H1煤层底板最低标高（m） M底板隔水层有效厚度（m）把以上参数代入公式进行突水系数计算如下：2号煤层的突水系数：K2#=P2#/M2#=3.56MPa/158m=0.023MPa/m3号煤层的突水系数：K3#=P3#/M3#=3.57MPa/139m=0.026MPa/m根据矿井防治水规定和玉和泰矿区实际生产情况看，具有构造破坏的地区，安全突水系数临界值按0.06MPa/m考虑，无构造破坏的地区，安全突水系数临界值按0.10MPa/m考虑。该井田为有构造破坏地区，安全突水系数临界值按0.06MPa/m考虑。根据以上计算可知，井田内2、3号煤层最低点奥灰水突水系数为0.023 MPa/m、0.026 MPa/m，小于受构造破坏区临界突水系数值0.06MPa/m，因此我矿现开采时无突水危险，工作面回采是安全的。（2） 安全隔水层厚度计算： 计算公式： t=式中：t安全隔水层厚度（m）；L巷道底板宽度（m），结合现有井下开采实际情况，巷
