毕业设计【李江伟】文档格式.doc

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总之，以往精查工作取得了较丰富的地质勘查成果。

根据本次资源/储量估算结果，井田探明的经济基础储量（111b）占到总资源/储量的81.8%，探明、控制的经济基础储量（111b+122b）占到总资源/储量的91.7%。

综合评价本井田地质勘查程度已达到勘探阶段要求。

三、水文地质

（一）井田水文地质条件

1.地表水

本井田内无常年性地表河流通过，沟谷中仅在雨季有短暂性的流水通过，向南汇入三川河，三川河向西南排向黄河。

2.井田主要含水层

1）奥陶系灰岩岩溶裂隙含水层

奥陶系地层在井田内全部被覆盖，据井田南侧原刘家焉头煤矿水源井抽水试验，单位涌水量为1.36/s.m，水位标高795.15m，水质为HCO3.SO4-Ca.Mg型。

另据井田内原贾家沟煤矿水源井抽水试验，单位涌水量为20.58L/s.m，水位标高796.62m，水质类型为HCO3.Cl-Na.Mg型。

由上求得井田附近奥灰水力坡度为0.89m‰，据此推测本井田内奥灰水位标高约为794.5-799.5m。

2）石炭系上统太原组灰岩岩溶裂隙含水层

井田内被覆盖，该含水层由3～5层石灰岩组成，平均总厚度20m左右，石灰岩局部岩溶裂隙较发育，钻孔钻至石灰岩时，有时冲洗液消耗量有一定增加，岩芯中有时见有小溶孔。

据井田南侧7-5号水文孔（北距本井田约1km），抽水试验结果，太原组含水层单位涌水量0.0421/s.m，渗透系数0.1767m/d，水位标高801.71m，属弱富水性含水层。

3）二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层

该含水层以中粗粒砂岩为主，平均厚度11m左右，含水层裂隙发育差，富水性较弱，在补给条件较好的地段富水性较好。

据井田内2-6号水文孔对山西组和上下石盒子组混合抽水资料，单位涌水量为0.000532/s.m，渗透系数为0.0006956m/d，水位标高841.03m，属弱富水含水层。

4）二叠系上下石盒子组砂岩裂隙含水层

井田西南部有零星出露，含水层主要为中粗粒砂岩，厚度为14m左右。

据井田内2-6号水文孔对山西组和上下石盒子组混合抽水试验，单位涌水量为0.000532L/s.m，渗透系数为0.0006956m/d，水位标高841.03m，属弱富水含水层。

5）上第三系、第四系孔隙含水层

上第三系上新统在沟谷中有小片出露，含水层主要为砂砾岩，厚度不稳定，单井出水量小于5m3/d，富水性弱。

第四系中上更新统广泛分布于井田内，其含水层补给条件不好，连续性差，单井出水量小于10m3/d，季节性变化大。

2.井田地下水的补径排条件

井田奥陶系灰岩水属区域岩溶水的迳流区，岩溶水流经井田向南排出边界，至柳林泉，井田距柳林泉排泄区较近，水力坡度小。

石炭系和二叠系灰岩、砂岩裂隙含水层在裸露区接受大气降水补给后，沿岩层倾斜方向运移，上部石盒子组含水层中以泉的形式排泄，下部含水层中水则顺岩层倾向运移，流出井田外，矿坑排水是其主要排泄途径。

3.井田主要隔水层

1）山西组隔水层

山西组5号煤以下至太原组L5灰岩之间是以泥岩为主，砂、泥岩互层的一套地层，厚度13.00m左右，连续稳定，其中泥岩、粘土岩隔水性好，可视为山西组与太原组之间良好的隔水层。

2）本溪组隔水层

本溪组平均厚32.76m，岩性主要为泥岩、铝土岩、粉砂岩和砂岩，该组有时夹薄层石灰岩或薄煤层，其中泥质岩隔水性能好，在区域内稳定，是良好的隔水层。

4.矿井充水因素分析

1）大气降水和地表水体

本区年降水量为373.5mm—577.7mm，属于干旱地区，本井田内无常年性地表河流，仅两季沟谷中有短暂洪水排泄，井田地形坡度较陡，植被不发育，有利于自然排水，入渗补给地下水条件差，只在基岩露头的沟谷中有少量的入渗，对于山西组砂岩含水层，由于其上有较多隔水层分布，接受大气降水的直接补给很少。

总之，大气降水和地表水体对矿井充水影响微小。

2）顶板裂隙水

本矿批采4—10号煤层，其中4、5号煤层直接充水含水层是山西组砂岩裂隙含水层，8、10号煤层直接充水含水层为原组岩溶裂隙含水层，均厚弱富水含水层，根据整合前各煤矿开采情况，井下顶板淋水均很小，顶板裂隙水对矿井生产影响不大。

3）深部奥灰水

本矿批采的4、5、8、10号煤层底板大部地段位于奥陶系中统石灰岩岩溶裂隙含水层水位之下，根据奥灰突水系数公式来计算奥灰岩溶水对井田最下部10号煤层的影响。

突水系数计算公式：

Ts=P=（H0-H1+M）×

0.0098

式中：

Ts——突水系数，MPa/m；

P——隔水层底板所能承受的最大静水压力，MPa；

M——底板隔水层厚度，m；

H1——煤层底板最低标高；

H0——奥灰岩溶水水位标高。

10号煤层底板最低处为井田西界处（M14号孔西侧），10号煤层距奥灰顶面（M）58.18m；

煤层底板最低标高（H1）545m；

该地段奥灰岩溶水水位标高（H0）798m。

求得10号煤层突水系数：

Ts＝0.0524MPa/m

根据《煤矿防治水规定》中规定，具有构造破坏的地区，安全突水系数为0.06（MPa/m），无构造破坏的地区，安全突水系数为0.10（MPa/m）。

本井田为无构造破坏地区，10号煤层突水系数小于临界突水系数0.10MPa/m，故推测奥陶系灰岩岩溶水对井田内各可采煤层突水的可能性小。

4）采空区、古空区积水

井田内4、8号煤层均分布多处采空，井田东部还分布有4、5、8号煤层古空区，由于大都位于倾斜煤层的东部高处，其积水对井田中西部相对低处的煤层开采存在充水影响。

据整合前各煤矿开采情况，井下涌水主要为采空区渗水，水量40-147m3/d不等，对矿井生产带来一定影响。

另外，井田周边分布有三个生产煤矿和一个关闭矿井，均分布有不同面积的采空区和积水区。

由于本井田总体为—单斜构造，煤层向西南倾斜，因此邻矿采空区积水对本井田煤层开采影响大的主要为井田东侧以关闭的后毛家庄煤矿和北部的柳林煤矿，本次将来在井田东部和北部开采时应加防范。

5）主要水害威胁

本井田主要水害是采空区古空区积水，整合前各煤矿分别对4、8号煤层进行了开采，已分布多处采空区，而在井田东部浅埋区，还分布有大片4、5、8号煤层古空区，在古空区和采空区低洼处有一定积水。

经本次调查，井田内4号煤层分布采空、古空积水区3处，总积水量约15649m3，分布5号煤层古空积水区1处，积水量为12210m3。

分布8号煤层古空积水区1处，积水量约9925m3。

合计采矿（古空）区共37784m3。

具体积水量情况详见下表。

采空区积水量预测表

积水区位置

煤层号

积水区面积（m2）

预测积水量（m3）

原后山垣煤矿西南部采空区

4

5100

3021

原贾家沟煤矿南部采空区

2910

1726

原贾家沟煤矿东部古空区

23000

10902

小计

15649

5

25000

12210

原屈家沟煤矿南部古空区

8

21100

9925

37784

开采下部5号、8煤层，全部冒落管理顶板时，根据《三下采煤规程》冒裂带最大高度计算公式得出，冒落带（H1）、导水裂隙带（H2）的高度可用下式计算：

H1=A1±

2.2

H2=A2±

5.6

式中，A1=100∑m/（4.7∑m+19.0），A2=100∑m/（1.6∑m+3.6）,∑m为开采煤层累积厚度，本矿5号煤层采空高度为4.06m，8号煤层采空高度为3.77m。

求得开采5号煤层顶板冒落带高度8.47-12.87m，导水裂隙带最大高度34.65-45.85m；

4、5号煤层间距为2.85～3.93m，平均3.19m。

因此，对上部4号煤层采空区积水如不及时探放，会全部贯入下部5号煤层采空区，形成灾害。

求得开采8号煤层顶板冒落带高度为8.28-12.68m，导水裂隙带最大高度为34.12-45.32m。

5、8号煤层间距为39.86-51.26m，平均46.70m。

因此开采8号煤层的顶板导水裂隙在部分地段将会延伸到上部5号煤层采空区，所以将来开采8号煤层时也应对上部5号为煤层采空区积水进行探放，确保安全生产

5.矿井水文地质类型

该矿批采4-10号煤层，井田内4、5号煤层充水含水层为山西组砂岩裂隙含水层，8、10号煤层充水含水层为太原组灰岩岩溶裂隙含水层，富水性弱，补给条件差。

另外根据矿方提供的资料，整合前开采4号煤层的矿井涌水量，贾家沟矿为147-240m3/d左右，后山垣矿为40-60m3/d。

开采8号煤层的屈家沟矿矿井涌水量为60-80m3/d，涌水量均不大，主要为采空区渗水和井筒渗水及顶板裂隙水。

另外奥灰水对煤层开采影响不大，但井田内采空区分布多处积水，综合分析，该矿矿井水文地质类型为中等型。

6.矿井涌水量预算

1）开采4、5号煤层

据矿方提供的资料，整合前贾家沟煤矿开采4号煤层，矿井正常涌水量147m3/d左右，最大涌水量240m3/d。

由于井田水文地质条件简单，而且有多年的开采历史，矿井涌水量与产量有一定的相关性，因此，可用类比法预计矿井涌水量。

矿井涌水量预计公式：

Q=Kp×

PKp=Qo/Po

Qo——矿井涌水量（m3/d）；

Kp-------含水系数（m3/t）；

Po——产量（万t/a）；

Q——矿井预算涌水量；

P——设计生产能力。

整合前贾家庄煤矿生产能力160kt/a。

年工作日按330d计算，日产原煤485t计算，富水系数为0.30-0.50m3/t。

本次重组整合后，新矿井拟定生产能力1.20Mt/a，工作日按330d计算，日产原煤3636t，预计矿井正常涌水量1091m3/d（45.46m3/h），最大涌水量1818m3/d（75.75m3/h）。

井田范围内4号煤层已基本采空，4、5号煤层间距较小，考虑4号煤层采空区积水影响，设计时矿井涌水量乘以2.0安全系数，则矿井矿井正常涌水量90.9m3/h，最大涌水量151.5m3/h。

2）开采8号煤层

井田内，整合前原屈家沟煤矿开采8号煤层：

矿井正常涌水量60m3/d，最大涌水量80m3/d，矿井生产能力15万t/a，年工作日按330d计算，日产原煤456t，富水系数为0.13-0.18m3/d。

采用上述公式求得将来开采8号煤层生产能力达到1.20Mt/a时的矿井正常涌水量为473m3/d，最大涌水量为654m3/d。

四、地质构造

井田位于河东煤田中段，区域构造位置处于吕梁山复背斜之次级构造王家会背斜西翼，受其影响井田范围总体呈一走向北北西至北西，倾向南西的单斜构造，局部略有次级起伏。

地层倾角平缓，为3°

～10°

左右，井田内未发现断层、陷落柱等其他构造现象，亦未发现岩浆侵入现象。

井田总体构造属简单类型。

图1-1-1交通位置图

1—2煤层的埋藏特征

（一）煤层赋存状况

井田范围内批准可采煤层为4-10号煤层，可采煤层有4、5、8、10共4层煤。

4号煤层