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1、东二采区下组煤开采防治水措施东二采区下组煤开采防治水措施1、采区概况东二采区地表位于城家曲和阴家沟一带，位于井田东北角，东二采区地表沟谷纵横。地形最高点在抢风梁附近，标高在1200 米；最低点在采区北部的汾河沿岸附近， 标高在 1000 米。2.3#煤盖层厚度 90-360 米，8#煤盖层厚度 160-430 米。现上组煤已采空，采空积水较多。东二采区总的构造形态为南倾伏的复式向斜构造，北部较高，南部较低，区内地层走向变化较大，地层倾角在4-18 度之间，平均 9 度，区内断层、陷落柱发育， 到目前为止， 开采 2.3#煤共揭露大于 3.0 米断层30 条，陷落柱 24 个。采区下组 8#煤层
2、厚度为 1.70-4.98 米，平均为 3.30米。东北部煤层较薄，约2.2 米左右，西部、南部较厚。全区煤层均可采，属稳定煤层，含1-2 层夹矸。2、采区水文地质条件2.1 区域概况太原西山东山地区和太原盆地构成一个完整的水文地质单元，三者之间有着一定的水力联系，东、西山地区地下水向太原盆地汇集，除部分水量由大泉排泄外，其余部分向南运移。但由于彼此之间构造格局的不同，边界条件的差异，各自又为次级独立的水文地质单元，镇城底矿井田就处在太原西山地下水系统的补给迳流区。太原西山区域地下水可分为四种类型 :奥陶岩溶裂隙水；汾河及大沟谷中第四系冲积层的孔隙水；石炭二迭系风化裂隙潜水及石炭二迭系薄层灰岩
3、，砂岩裂隙承压水。其中以奥陶系石灰岩岩溶裂隙水为主。本井田处于马兰向斜东翼，奥陶系地层在井田北部和西北部外围广泛出露，向区内埋藏渐深。与掩盖区比较，露头区倾角一般显著变陡，岩溶也较发育，其岩溶形态以溶蚀裂隙为主，溶洞较少。镇城底井田及周边钻孔揭露奥灰岩溶水显示，其外围富水性较好，向井田南及东南部逐渐变弱，特别是奥陶系峰峰组，富水地段岩性以石灰岩为主。制约古交矿区奥陶系灰岩含水组的含水性主要取决于其埋藏深度,即标高愈高 ,透水性、含水性愈强 ,反之则弱 ;其次为构造和岩性条件。 据区域资料 ,奥陶系顶面标高低于550m 者含水性较弱 ,低于 470m 者不含水。2.2 含水岩组的划分及其特征镇城
4、底矿地处西山煤田西北边缘，地貌表现为中低山， 地表切割强烈。地势西南高东北低 ,地层总体上为向东南倾伏的单斜构造，区内最大的河流汾河从井田北部流过，区内阴家沟、歇马沟季节性河流由西南向北东汇入汾河。依据本区地层发育状况及其水文地质特征，可将研究区地下水划分为奥陶系石灰岩岩溶含水岩组、太原组石灰岩岩溶含水岩组、山西组砂岩裂隙含水岩组、 及采空区上部砂砾岩裂隙含水岩组。奥陶系石灰岩岩溶含水岩组本含水岩组是矿区的间接充水含水层，主要有中奥陶统峰峰组及上马家沟组。奥陶系中统峰峰组岩溶裂隙含水岩组本组平行不整合于本溪组之下,厚 29.75 157.60m，平均 95.32m，分为上、下两段。下段为角砾状
5、泥灰岩、灰岩及石膏，由于泥质含量高，岩溶裂隙不发育，一般可视为隔水层；上段主要为石灰岩、泥灰岩，厚约 60m，该段长期处于剥蚀作用下，裂隙充填泥土较多，影响岩溶发育，由于所处位置不同，受影响的程度也不同，因此使得其富水性差异较大，如井田北部峰峰组含水性表现为强，南部弱，甚至不含水。该组水压标高830 885m，单位涌水量0.2111.63L/s.m，渗透系数0.41838.66m/d ，水质类型为HCO3CaMg、 HCO3SO4 CaMg 和SO4HCO3CaMg 型，矿化度 377-641mg/L，水温 1314。本组含水性与其埋藏深度关系极其密切 ,埋藏愈浅 ,岩溶裂隙愈发育， 含水也就
6、愈丰富 ;反之则愈少。如井田北界外的 Z-9 号孔 ,O2f 埋藏深度182.95m，岩溶发育，含水性好，单位涌水量（ q）值达 7.91L/s.m，渗透系数（ K）值 24.38m/d ；而埋藏深的GS-13-2、416 孔，岩溶不甚发育，仅有少量蜂窝状溶洞，含水性很差，q 值最大仅 0.118L/s.m，K 值最大 0.481m/d，并且 GS-14号孔 O2f 不含水。总之本组含水性因地而异，相差悬殊，富水性南北差异性较大，东南部地段甚至可视作非含水层。奥陶系中统上马家沟组岩溶裂隙含水岩组本组平均厚度 226.04m，分为上、中、下三段。下段为角砾状泥灰岩、石灰岩夹薄层石膏，厚40m 左
7、右，岩溶裂隙不发育，富水性弱，为相对隔水层；中段主要为豹皮状厚层石灰岩夹薄层白云质灰岩，平均厚100.20m，岩溶裂隙发育，钻进中水位、水量有变化，富水性较强；上段主要为石灰岩夹薄层泥灰岩和泥质灰岩，平均89.81m，岩溶裂隙发育，大部分钻孔揭露该层时均出现漏水现象，水位急剧下降，消耗量增加，本段是该组主要含水层段，富水性强。本组水压标高886.551896.467m，单位涌水量 0.672.72L/s.m,渗透系数 1.0422.72m/d, 水质类型为 HCO3 CaMg 或 HCO3SO4 CaMg 型，其中 GS-13-2 为SO4HCO3CaMg 型，矿化度 311409mg/L，水
8、温 1314。太原组石灰岩岩溶含水岩组主要由 L1、K2、L4 三层石灰岩组成 ,其中以 K2 最厚，平均 3.02m，质纯，为主要含 换行 水层； L1 平均厚 1.10m，L4 平均厚 1.80m，不甚稳定，岩性又常为泥灰岩， 因此含水性较差。 本组顶部在区内西北出露，裂隙、岩溶不甚发育，透水性及含水性随之亦差，绝大部分钻孔揭露时，水位及消耗量变化不大， 据 810 号钻孔抽水试验结果， q 值 0.0640.065L/s.m，K 值 0.393m/d，水压标高 1021.43m；邻区 416、417 孔 q 值分别为 0.00056L/s.m和 0.00022L/s.m。据 416、41
9、7 孔水质分析成果，水质类型为 HCO3Na 型水，矿化度 343375mg/L（表 3-3）。山西组砂岩裂隙含水岩组本组含水层主要是K3 砂岩含水层。 K3 虽岩性及厚度变化大， 但在绝大部分面积内仍存在， 厚度 0.3516.94m，平均 5.72m。岩性为中 粗砂岩或含砾砂岩， 胶结较松散。 区内抽水试验资料仅有810 号钻孔，其 q值 0.05480.07L/s.m，K 值 0.335m/d ，水压标高 1019.36m。水质类型HCO3Na 型，矿化度 383mg/L。采空区积水本组为采空区上部厚层砂岩、冲积层组成的含水层，由于上组煤的开采岩层垮落形成的采空区积水，本层由于渗透性强，
10、极易接受大气降水及地表水补给，本层水质为采空积水。2.3 隔水层各含水层之间有良好的隔水层。10 号煤至奥陶系中统顶面隔水层段由泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩及薄层石灰岩、铝土泥岩组成，厚度 25.0877.10m，平均厚度 60.27m。正常情况下，上部地下水与奥陶系中统石灰岩地下水无水力联系。峰峰组一段隔水层段由泥灰岩、角砾状泥灰岩、石膏等组成，厚度5.8570.20m，平均厚度 37.73m。从水质类型来看，峰峰组二段含水层的水质以硫酸型为主，而上马家沟组以重碳酸型为主，两段含水层无水力联系，说明峰峰组一段起到一定的隔水作用。2.4 构造导水情况本区断层多为压扭性结构面，断层带一般不宽，
11、并且其中的断层角砾互相挤压紧密，尤其是穿过石盒子组的断层带，以泥岩为主，常形成不透水的隔水墙。根据井田发育和井下揭露陷落柱统计，其陷落柱胶结情况大部分为松散状，含水性较差，以致无水，只有少量的渗水和淋水，说明陷落柱充填物的重力可抵御奥灰水的上升，且水质分析资料也显示，其类型为 HCO3ClNa 型，说明水源来自煤系地层，与奥灰岩溶水无关，因此，井田开采上组煤基本不会受到奥灰水的影响；下组煤由于承受的水压力增大和隔水层厚度的减少，以及受大面积采动，地应力重新分布等因素的影响，构造带垂向上的导水性将有所改善，因而地下水具有通过构造的薄弱部位上升的可能性，对矿井形成威胁。综上所述，矿井开采下组 8
12、号煤时，受水压力、隔水层厚度以及采动、地应力等因素的影响，奥灰水具有沿构造薄弱部位上升的可能性，应在一定的防治水措施下进行带压开采。3、充水因素根据本采区的水文地质条件，8#煤层 84%的面积在奥灰水位线以下，对矿井充水的主要水源有以下几个：3.1、采空区上部砂砾岩裂隙含水岩组上组煤采空积水本区上组共采空约765000 平方米，预计积水量约80000-150000 米 3。3.2、山西组砂岩裂隙含水岩组山西组 K3 砂岩含水组：厚度4 米左右，单位涌水量0.004-0.0548 升/秒，水位标高为1039.36 米，是 8#煤开采的间接充水因素。3.3、太原组石灰岩岩溶含水岩组太原组石灰岩L1
13、、K2、L4 石灰岩埋藏较浅，距汾河较近，含水性好，是工作面开采的直接充水因素。在掘进中观测L1 石灰岩的正常涌水量约为 1 米 3/ 小时， K2 石灰岩的正常涌水量约为2 米 3/ 小时。3.4、奥陶系石灰岩岩溶含水岩组奥陶系石灰岩含水组：该含水组为本区主要含水组，是矿井潜在的充水因素，以裂隙岩溶水为主，本区 2.3 煤开采中岩溶发育，又距汾河近，加之断层发育，含水性好。据井田834 钻孔资料，奥灰水水位标高为892-898 米，单位涌水量 4.43-10.56 升/ 秒，渗透系数 11.843 米/ 日，水位降 0.12-4 米。4、预计涌水量东二采区工作面L1、K2、L4 石灰岩的正常涌水量在10-20m3/h 左右，工作面随着开采面积的增大，涌水量也会随着增大，根据相邻采区的经验，预计正常涌水量在20-40m3/h 左右，工作面配备足够的排水设施，能排出工作面的正常涌水量。但在构造导水的情况下，奥灰水最大涌水量可达 300-500m3/h
