矿井井田及相邻矿井水文地质调查报告
(水文地质专项调查报告)
山西柳林鑫飞贺昌煤业有限公司
二○##年四月十日
矿井井田及相邻矿井水害调查报告
(水文地质专项调查报告)
一、矿井概况
经山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室文件《关于吕梁市柳林县煤矿企业兼并重组整合方案（部分）的批复》（晋煤重组办发【2009】33号）批准，由地方骨干企业山西鑫飞能源投资集团有限公司为主体，兼并重组整合原山西柳林下山峁煤业有限公司、山西柳林森泽煤业有限责任公司、山西柳林任家山煤业有限公司，重组整合后的矿山企业名称依据山西省工商管理局《企业名称预先核准通知书》（（晋）名称预核内【2009】第007990号）更名为山西柳林鑫飞下山峁煤业有限公司。生产规模为90万t/a，净增能力51万t/a，批准开采4-9号煤层，井田面积4.0716km2。
根据矿井水文地质类型划分标准，综合评定山西柳林鑫飞下山峁煤业有限公司水文地质类型为中等。
山西柳林鑫飞下山峁煤业有限公司位于山西省柳林县城北偏西直距约20km王家沟乡圪塔上村、延家峁村、任家山村、后备村一带，属柳林县王家沟乡管辖。井田地理坐标:东经110°52′15″－ 110°54′11″,北纬37°36′14″－37°37′31″。
二、矿井地质、水文地质概况
（一）、地形与地貌
井田地处晋西黄土高原，地形主要以黄土台、塬、峁、梁及黄土冲沟为主，侵蚀切割严重，地形复杂。地势总体南西高，北东低。最高为柳树圪塔梁，海拔1099.20m，最低为大庄沟海拔855.0m，相对高差244.20米，属中低山区。
（二）、地质概况
本井田位于河东煤田三交详查区南部，柳林国家规划矿区柳林北区。本井田大部分被黄土覆盖，基岩零星出露。井田内发育的地层由老至新有：奥陶系中统峰峰组，石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组及上统上石盒子组，上第三系上新统，第四系中上更新统的地层。
（1）井田构造
本井田总体为一走向北北东、倾向北西西的单斜构造，倾角2°～9°。
本井田内未发现大断层及陷落柱，但已揭露部分小断层。井田构造复杂程度属简单类型。
（2）含煤地层
井田内含煤地层主要为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，现叙述如下：
太原组地层为一套海、陆交互相含煤岩系，为本区主要含煤地层之一，岩性主要为黑色泥岩、砂质泥岩、中粗粒砂岩、灰色石灰岩及煤层，从沉积特征看，太原组含煤地层形成于海进过程中，聚煤作用形成于滨海平原上，海侵之初将潜水面抬升，致使滨海平原沼泽化，大面积沼泽分布，堆积了泥炭层，海侵的发生为泥炭层埋藏保存创造了条件。该组中共发育有五层灰岩，为地层对比的主要标志层，共发育有6、7、7下、8、9号5层煤，其中8、9号为全区可采煤层，其余为零星可采或不可采煤层。
山西组地层为主要含煤地层之一，为一套陆相含煤沉积地层，其含煤地层形成于海退过程中，聚煤作用发生于海退造成的三角洲平原环境中，该组总共发育有1、2、3、4、5号5层煤，其中4号煤层为可采煤层，其余在本区为零星可采或不可采煤层，该组其它岩性为长石石英砂岩、泥岩、砂质泥岩、炭质泥岩等组成。
（3）可采煤层
1.4号煤层
位于山西组下部，下距8号煤层平均距离61.30m。煤层厚度1.00-1.85 m，平均1.55m，仅井田北边界外的103号钻孔含0.10m厚的夹矸，煤层结构简单，煤层发育稳定，属全井田稳定可采煤层。煤层顶板大多为泥岩、砂质泥岩、中粒砂岩，局部为细粒砂岩，底板大都为砂质泥岩、泥岩、粉砂岩，局部为粗粒砂岩、细粒砂岩。根据井下巷道揭露，井田东北部出现长条形冲涮带。
2.8号煤层
赋存于太原组中下部L1石灰岩之下，上距4号煤层平均距离61.30 m。煤层厚度2.50-3.19m，平均2.89m，结构简单，局部含1层夹矸。煤层发育稳定，属全井田稳定可采煤层。煤层顶板为灰岩，底板大多为泥岩、砂质泥岩，局部为细粒砂岩、粉砂岩。
3.9号煤层
赋存太原组下部，上距8号煤层平均15.24m，煤层厚度1.55-3.50m，平均2.59m，一般不含或含1-2层夹矸，偶见3层，夹矸厚度为0.20-0.70m，岩性为泥岩或炭质泥岩，总体上井田内煤层结构简单，煤层发育稳定，属全井田稳定可采煤层。顶板岩性为泥岩、砂质泥岩、炭质泥岩，底板为细粒砂岩、泥岩。
上述4、8、9号可采煤层中，4 号煤层已大部采空。
（三）、水文地质概况
1、区域位于黄河东岸，属吕梁山系，为典型的黄土高原地貌，地势东、北高，西、南低，经过长期剥蚀和堆积形成现在的一个似簸箕状向西南开口的地形形态，地表水系也随地形形态发育，河流、沟谷以主河道为轴向两岸切割地层，形成河谷两岸的黄土、基岩侵蚀中等山地地形以及河谷堆积地形。
本区位于柳林泉域，横跨吕梁复背斜和鄂尔多斯台坳两构造单元之中，太古界变质岩类与元古界长城群石英砂岩为区域隔水底板，石炭、二叠系地层覆于其上，形成由东向西倾伏，单斜状蓄水构造。北界和东界北段为太古界变质岩构成的地表分水岭，属地表水的汇水边界，东界吴城、枝柯段为下古生界碳酸盐岩类构成的地表分水岭，属地下水的汇水边界。东南界上顶山—棋盘山以太古界变质岩出露界线为区域的边界，属地表水汇入边界，西界为石炭二叠系砂页岩构成的阻水边界，属岩溶水排泄边界。
柳林泉位于柳林县城东面，寨东村至薛家湾间的三川河河谷中，属侵蚀溢流泉群，出露标高为790～803m，总流量2.6～6.17 m3/s，多年平均流量3.19m3/s(1956—20##年)，1991—20##年的年平均流量仅1.97 m3/s，是区域地下水排泄中心。泉水温度为15℃～21℃，水质类型较为复杂，以重碳酸硫酸钙钠型水为主，矿化度0.3～1.3g/l，泉点出露较多。
2、矿区地下含水岩组的划分及其特征
（1）碳酸盐岩类岩溶裂隙含水岩组
区域内主要指奥陶系石灰岩地层，区域水文地质单元为柳林泉域。地表出露主要在柳林城东青龙城附近，其次在成家庄、刘家山的沟畔及沟底有零星出露，出露厚度约60m。含水层岩性为石灰岩、豹皮灰岩、白云岩和泥灰岩。各种岩性富水性不一。岩溶裂隙主要发育在马家沟组顶部的石灰岩中，以溶洞、溶孔为主，溶洞直径约10—20cm，溶孔直径为1—5m。峰峰组地层岩溶发育相对较弱，特别是石膏层富水性最差。在水平方向上，受区域构造控制，补给区富水性一般较差，迳流区逐步加强，排泄区富水性最强，相应地，单位涌水量变化在0.694—12.5511s．m之间。据柳林县焦化厂水井（焦-1孔）资料：孔深400.0m，揭露奥陶系灰岩150.29m，水头高出地面20m，水位标高792m，水头降低16.0m时，涌水量1920m3/d（口径219mm），单位涌水量1.36L/s·m，富水性强，水质类型为HCO3·SO4—Ca·Na型，矿化度0.532g/l。
（2）碎屑岩类裂隙含水岩组
1）、石炭系上统太原组碎屑岩类夹碳酸盐岩类裂隙岩溶含水亚组。
含水层由3—5层石灰岩组成，单层厚度1—8m，其富水性受构造、地形和补给条件制约，当位于断裂带附近且地形有利于地下水补给时富水性较好，如大庄井田西北13号孔（煤田148队1959年施工）位于地形低且在湍水头断裂影响带内，自流量达1.2L/s（C3与P混合），水量较丰富。而1991年在大庄井田内施工的四个钻孔均漏水。据7—5孔抽水试验，单位涌水量为0.119L/s.m，富水性弱。
2）、二叠系下统山西组砂岩裂隙含水亚组
含水层由中粗粒砂岩组成，厚度变化不大，裂隙发育差，富水性弱，单位涌水量0.00039—0.4851/s.m，水质HCO3·SO4—Na·Mg型，矿化度0.77g/l。
3）、二叠系下统下石盒子组、上统上石盒子组和石千峰组及三叠系下统刘家沟组砂岩裂隙含水亚组。
这几组均为非煤系地层，含水层以中粗粒砂岩为主，富水性受构造、埋深、补给条件影响而有所差别。断裂带和风化裂隙发育的地带，富水性较弱。浅部裂隙水一般以泉的形式溢出地表，泉流量一般为0.1—1.01/s。
3、松散岩类孔隙含水岩组
（1）、上第三系上新统孔隙含水亚组
含水层主要为其底部的半胶结状砾石层，厚度不稳定，沟谷中多见有小泉水出露，泉流量一般为0.001—0.1L/s，富水性弱。
（2）、第四系中上更新统及全新统孔隙含水亚组
中上更新统含水层为黄土中的砂砾石层，其连续性差且分布于梁峁高地，补给条件不好，多为上层滞水，富水性极弱，甚至为透水不含水层。
全新统含水层主要分布于区域内湫水河、三川河的河漫滩及较大的沟谷中，含水层为砂卵砾石层，主要受常年性河流的补给，富水性较强，富水地段可作为较好的生活用水水源地。
（三）、地下水的补给、径流、排泄条件
1、碳酸盐岩类岩溶裂隙水
区域奥陶系岩溶水属柳林泉域，本井田位于柳林泉域的北部径流区（见柳林泉域图）。奥灰岩在出露区接受大气降水和河流水补给后，从北、东、南三个方向向柳林泉汇集、排泄，区内人工开采量不大。
柳林泉位于柳林城东青龙城附近，属侵蚀阻溢型泉水，中奥陶马家沟组灰岩是其主要含水岩组，该泉以泉群的形式排泄，出露标高为790—801m，泉群流量为3.6m3/s，泉水温度15—20℃，水质类型较复杂，以HCO3—Ca·Na型为主，矿化度0.3—1.3g/l。
2、碎屑岩类裂隙水
主要在裸露区接受大气降水和河流（包括季节性河流）水的补给，其浅层水受地形和地层产状控制，大部分以侵蚀下降泉的形式排出地表，其特点是径流途径短，无统一水位。深部承压水主要受地质构造控制，裸露区接受补给后沿岩层倾向向西南方向径流，达到一定深度后，地下水径流变缓，甚至停滞。各含水层间水力联系较弱，主要排泄途径是生产矿井的矿坑排水。
3、松散岩类孔隙水
松散岩类孔隙水主要接受大气降水补给，全新统含水层以接受河流水补给为主，径流途径较短，一般在沟谷中形成小泉水，与地表水关系密切，互为补排关系，另外，人工开采也是其主要排泄途径之一。
（四）矿井充水因素分析
1、地表水体
井田内无常性水流，地表节割严重，沟谷发育，雨季水流来迅速，不利于地下水的补给。井田内最高洪水位标高低于各井口标高，原山西柳林森泽煤业有限责任公司已于20##年7月关闭，目前三个井筒已充实填平，地表水未能渗入井筒；山西柳林下山峁煤业有限公司为延期过渡生产矿井，到期关闭后按规定将井筒充实填平，使其地表水不得进入井筒；山西柳林鑫飞下山峁煤业有限公司井口标高为902m，工业广场内水沟畅通，而且公路低于工业广场近10m，不利于雨季积水或灌入井口，故井口一般不受地表水威胁。
2、构造对井田水文地质条件
井田为一单斜构造，井田地形切割较深，地表水易于排泄，不利于地下水补给和积存，因此，构造一般不会对井田水文地质条件造成影响。
3、最大导水裂隙带对矿井的充水影响
兼并前井田内各矿分别开采4、8、9号煤层，现利用下述公式计算煤层开采后导水裂隙带高度。
4号煤层覆岩均为中硬岩石
H=
式中：H——导水裂隙带高度m；
M—— 煤层厚度m。
4号煤层厚度1.00～1.85m，导水裂隙带高度为30～37m。通过计算，4号煤层将来开采后导水裂隙带不会延伸到地表。地表水一般不会通过导水裂隙带进入井下，影响生产。
8、9号煤层覆岩为坚硬岩石
H=30
+10
式中：H——导水裂隙带高度m；
M—— 煤层厚度m。
8号煤层厚度2.50～3.19m，导水裂隙带高度为57～64m。通过计算，8号煤层开采后其导水裂隙带延伸到4号煤层，因此开采8号煤层时，应加强探放水防止4号煤层积水对开采8号煤层的影响。
9号煤层厚度1.55～3.50m，导水裂隙带高度为47～66m。通过计算，9号煤层开采后其导水裂隙带延伸到8号煤层，因此开采9号煤层时，应加强探放水防止8号煤层积水对开采8号煤层的影响。
四、含水层水对矿井的充水影响
1.煤系地层含水层
井田内煤系地层含水层主要为山西组砂岩裂隙含水层、太原组灰岩岩溶裂隙含水层。山西组4号煤层直接充水含水层为其上的砂岩裂隙含水层，其富水性弱，一般情况下，对煤层开采影响较小。太原组含水层主要为灰岩岩溶裂隙含水层，根据钻孔资料，含水层裂隙发育，富水性中等。8号煤层顶板即为L2灰岩。所以，太原组灰岩岩溶水对8号煤层并且包括9号煤层开采影响较大，矿井涌水量会增大。
2.奥陶系含水层
井田内奥灰水位标高为808.50-810.00m，4号煤层绝大部分为带压区，8、9号煤层全部为带压区。4、8、9号煤层最低底板等高线标高分别为570m、520m、500m。各煤层距奥灰顶面的距离依次128.57m、63.80m和45.75m。
根据奥灰水突水系数计算公式：
K=P/M
其中：K—突水系数（MPa/m）；
P—底板承受的静水压力（MPa）；
M—隔水层有效厚度（m）；
4、8、9号煤层的最大突水系数分别为：
K4=（810-570+128.57）×0.0098/128.57=0.0281（MPa/m）。
K8=（810-520+63.80）×0.0098/63.80=0.0543（MPa/m）
K9=（810-500+45.75）×0.0098/45.75=0.0762（MPa/m）
经过计算，4号煤层最大突水系数为0.0281 MPa/m ，8号煤层的最大突水系数为0.0543 MPa/m，9号煤层可采范围最大突水系数为0.0762MPa/m。上述结果可知，9号煤层的最大突水系数大于受构造破坏块段突水的临界值0.06MPa/m，开采时受奥灰水影响。4、8号煤层的突水系数小于受构造破坏块段突水的临界值0.06MPa/m，一般不会受到奥灰水突水威胁。
五、《矿井水文地质类型划分报告》中有关采空区面积、积水面积、积水量
井田内4号煤层已形成大面积的采空区，积水处有3处，分别位于井田的西北部、东北部、南部，积水面积分别为2100m2，6500m2，2000m2，积水量分别为600m3，2000m3，400m3。积气面积总和为10600㎡，现井田内开采8#煤层，现回采工作面为8101综采，采空区积水区有一处，采空区积水面积为2467㎡，积水量为1800m³。井田内东北部即原山西柳林森泽煤业有限责任公司井田范围内，已进行了9号煤层开采，形成大面积采空区，积水处有1处，位于井田的东北部，积水面积为7500m2，积水量为4000m3。
六、地面物探情况
为探清井田范围内4、8、9号煤层开采情况及采空积水面积、积水量情况，我矿委托安徽省煤田地质局物探测量队对其所我矿井田范围内进行4#、8#、9#煤层采空区位置，圈定范围及积水情况，瞬变电磁勘探区域总面积为4.0Km2。
综合全区电法资料，结合初步地质资料，依据多测道剖面、水文地质-电性顺层切片综合分析、目标参数处理成果、电性断面及相关处理图件，综合解释得出各地质层解释成果图。
1、4#煤层采空异常区及富水异常区域分布
4#煤层电法解释，红色填充区域为4#煤层采空区范围，黑色填充区域为4#煤层采空积水区范围，青色填充部分为解释的相对富水区，蓝色填充区域为水文地质类型划分报告指示采空积水区域。
综合已知资料，综合推断解释采空区3处，分别位于原整合矿内，基本解释的采空区，又推断解释了采空积水区8处，分布于采空区内不同区域，其中范围较大区域主要分布在采空区煤层低洼处，解释相对富水区7处。
测区东北部一处，位于原山西森泽煤矿内，其井田内已基本采空。
中北部一处，位于原山西柳林下山峁煤业内，其采空内大部分已采空，西部煤层变深，地层变陡区域可能仍未采空，在采空区西部边界附近，推断解释了3处采空积水区，另外区内采空范围较大，部分区域可能已发生顶板坍塌现象，因而解释了3处相对富水区。
在测区中部解释采空区一处，位于原山西柳林任家山煤业内，其采掘范围较大，区内解释采空区4处，在西北部边界附近的采空积水区，其积水影响范围，可能向西部、北部扩散；测区中部解释了一处采空积水区，为原任家山煤业主、副井北部，可能受地面异常干扰影响，该采空积水区可靠程度为推断。
以下针对各采空异常区的位置进行了测线及测点范围的划分，并对其面积及可靠程度进行了详细的描述见表2-1 。
表2-1 4#煤层采空异常成果表
2、9#煤层采空异常区及富水异常区域分布
9#煤层电法解释，红色填充区域为9#煤层采空区范围，黑色填充区域为9#煤层采空积水区范围，青色填充部分为解释的相对富水区,蓝色填充区域为水文地质类型划分报告指示采空积水区域。
根据资料分析，本测区内9#煤层相距4#煤层70m-80m,其上部采掘范围影响程度较小，但不排除上部采空积水造成的强烈低阻干扰影响。
综合已知资料，综合推断解释采空区1处，分别位于原整合矿山西柳林森泽煤矿内，基本解释的采空区，又推断解释了采空积水区1处，位于采空去区西部边界，其积水规模较大。
以下针对采动破坏区及富水异常区的位置进行了测线及测点范围的划分，并对其面积及可靠程度进行了详细的描述见表2-2。
表2-2 9#煤层采空异常成果表
七、周边相邻矿井情况
本矿根据《地质报告》和《水文地质划分报告》及《地面物探报告》进行分析并对周边矿井采空区积水、积气、火区情况进行调查了解，了解掌握收集情况如下：
1、山西柳林大庄煤矿有限责任公司
山西柳林大庄煤矿有限责任公司位于本矿东面，该矿采空区积水：4号煤层有古空区和采空区积水两处，均位于西北部，积水量约为3350m3和4160m3，4号煤古空区有三处巷道揭露。8号煤层有采空区积水一处，位于井田西北部，积水量约1500m3；9号煤层有古空区积水一处，位于井田东部，积水量约2700m3。矿井采空区未发生过有害气体伤人事故，无火区，无越界开采情况。该矿与我矿矿界各保留20米保安煤柱，相互之间无采空区积水、积气及火区威胁。
2、山西宏盛安泰煤业有限公司
山西宏盛安泰煤业有限公司位于本矿东南面，该矿采空积水：原南峪煤矿4号煤层有两处采空区就，积水量为：150m3、700m3，原刘家山煤矿9号有一处采空区积水量为5000m3。采空区积水对本矿无影响。矿井内无瓦斯积聚情况，无火区，无越界开采情况。现采8102回采工作面，现掘进8201运输顺槽、8201回风顺槽，对我矿无威胁。矿井与本矿之间无越界开采。相互之间无采空区积水、积气威胁。
3、山西离柳鑫瑞煤业有限公司
该矿为技改矿井，现掘三采区运输、回风、轨道顺槽，无越界开采，与本矿最近的为三采区回风大巷，现已掘进至设计位置，矿井与本矿之间无越界开采。相互之间无采空区积水、积气及火区威胁。
4、山西柳林碾焉煤矿有限公司
该矿为技改矿井，现掘进工作面为8203进、回风顺槽无越界开采。据调查，与我矿相邻处未开采，属实体煤岩，相互之间无采空区积水、积气及火区威胁。
为安全起见，当开采到相临处时，本矿水文地质人员必须加强监测，确保安全生产。
上述煤矿及本矿采空区，都有一定积水，且积水范围无确切位置，在本矿新系统内的采掘过程中，都必须重点加强探放水工作，在掘进过程中，严格按照煤矿安全规程和上级部门探放水规定，贯彻落实“物探先行，钻探验证、化探跟进”和必须坚持“有掘必探、先探后掘、先制后采”的原则。
以上各相邻矿井均与本矿留有矿界隔离煤柱，经调查未发现越层越界开采现象，但不可麻痹大意，巷道接近井田边界时，应做好探放水工作。
八、井田相邻矿井水害调查
据调查：北部的新民二矿、临县苏家坡煤矿采空区存在积水，东部的山西柳林大庄煤业有限公司采空区存在积水，但以上两矿与本井田有矿界保安煤柱相隔，未发现越层越界开采现象，相互之间不受采空水害影响。西部的中铝碛口煤矿（未开采）、西南部的碾墕煤矿位于本井田的下山部位，故分析其采空积水不会灌入本井田，对本矿生产无影响。
九、分析水文地质类型划分报告与现井田内实际采空区面积、积水面积、积水量变化原因
1、4#煤层、9#整合后未进行开采与采空积水排放，积水面积、积水量相应有所变化。经我矿重新估算以及对4#采空区进行了新的调查了解、揭露确定4#采空区积水总面积11550m2，积水总量3465m3。
现井田内开采8#煤层，现回采工作面为8101综采，采空区面积为2467㎡，采空区积水区有一处，根据积水公式计算积水量为1800m³。
采用《矿井安全手册》中老空区积水量估算公式：
Q=(K×M×F)÷(cosａ)m³
式中：Q---为采空区积水量，（m³);
K---为采空区的充水系数，采空充水系数取0.25；
M---为采空区的平均煤厚；
F---为采空积水区的水平投影面积，（㎡）；
Α---为煤层倾角，(°）。
9#采空区积水面积7500m2，积水量4000m3。
4、因为采空区积水、积气为一动态变化过程，《矿井水文地质类型划分报告》中的采空区积水、积气情况，只反映矿井当时积水、积气情况。随着时间的推移和回采工作的进行、矿井生产采动、地层结构和地下导水构造的逐渐变化，采空区和积水区分布状态会发生相应的变化。