某某矿井采区设计

1、第一章矿井概况第一节井田地质特征一、交通位置昕益旺岭煤业有限公司井田位于灵石县城西北14km的英武乡英武村-段家庄一带，隶属于英武乡管辖。井田形态呈近梯形，地理坐标东经111°3840-111°4150，北纬36°5450-36°5651。井田东部距南同蒲铁路线灵石站约16公里、东距108国道约5公里，东距大（同）运（城）高速公路马和出入口处运距约20公里。由南同蒲铁路灵石站与全国铁路网相接，由大（同）运（城）高速公路马和出入口与全国高速公路网相接，交通便利。二、地形地貌井田位于吕梁山与太岳山之间低山丘陵地带，总体地势东部高，西部低。最高点位于东南部的建

2、新原，海拔1142.5m，最低点位于西南部，海拔838.1m，相对高差304.4m。为中低山区地貌。地形较复杂。三、河流井田地表水属黄河流域汾河水系。汾河自北向南从本井田东部外围流过，主要支流有静升河、段纯河、交口河等。区内及周边无水库、常年性河流等地表水体，井田内各沟谷仅在雨季有山洪流泄，流入汾河支流小河。四、气象及地震情况井田位于温带季风区，属于大陆性半干旱季风气候，据灵石气象局资料统计表明：年平均最高气温17.1，年平均最低气温-5.5，年平均气温10.9，极端最高气温41.5，极端最低气温21.6。年平均降水量510.76mm，最大降水量为625.6mm，最小降水量为380.2mm，降

3、水多集中在6、7、8、9四个月。年最大蒸发量为2285.1mm。年平均湿度6.55-9.15毫巴，最低1毫巴。封冻日期为每年的10月下旬至次年的三月上旬，最大冻土深度0.93m。年平均初霜期为10月上旬，终霜期为次年4月中旬。年主导风向为西北风，每年春、秋、冬三季多西北偏西风，夏季多东风，一般风力3-4级。五、水文地质 (一)井田水文地质条件1、地表水井田内主要河流是交口河(小河)的支流卧牛神河，卧牛神河从井田西部边界附近流过。交口河（小河）：河床平均纵坡20。交口河除孙义河和卧牛神河常年有清水出流外，平时水量不大，旱季常年断流，据测常年水径流量约为873万立方米，主要以洪水为主，为半季节性河

4、流，沿河各村可引洪水灌溉。井田内其它沟谷均属季节性溪流，为汾河水系的上游支沟，河床坡度大，河床宽100-300m，均受大气降水影响，除雨季洪水期水量大外，一般水量很小，甚至断流。现主斜井标高928.206m、副立井标高952.473m、回风立井887.800m和工业广场等主要建筑均高于当地洪水位859m标高。2、井田内主要含水层（1）奥陶系中统灰岩岩溶裂隙含水层碳酸盐岩类岩溶裂隙含水岩组主要为奥陶系上马家沟组、峰峰组灰岩，是煤系地层之基底，埋于井田深部，岩性为海相厚层状石灰岩，主要成分为碳酸钙，容易被水所侵蚀溶解而形成溶洞。据曹村详查区资料，位于上部的峰峰组岩溶不发育，裂隙均为方解石及石膏充填

5、，富水性差;上马家沟组中、上部岩溶裂隙发育，富水性中等。峰峰组厚120-160m，上马家沟组钻进70m，水位标高543.95-554.08m。单位涌水量0.236-0.412L/s·m，渗透系数0.4952-0.806m/d，水化学类型SO4·HCO3-Mg·(K+Na)·Ca型，矿化度1.7g/L。根据井田西邻距离约1.5km的银源华强（原为靖烨煤化有限公司）水井资料，该井由灵石县水利机械凿井队2008年2月至2008年6月施工，含水层为奥陶系上马家沟组灰岩，岩心在426.0-463.5m破碎，512.2-542.5m溶洞，裂隙发育，井深598.3m，

6、出水量20m3/h(480m3/d),水位标高539.5m。据此水井资料与郭庄泉水位标高，推测井田内奥灰水水位标高约538.6-540.0m，9、10、11号煤层底板最低标高低于奥灰水水位，在井田北部和东部分别存在3处带压开采区，应引起煤矿的注意。本井田外，有个别水点奥灰水水位较高。距井田正北约20km处的高阳煤矿峰峰组突水，水位标高720m左右。本井田奥灰水突水系数虽然在安全范围内，但也应引起矿方的高度重视。（2）碎屑岩夹碳酸盐岩类岩溶裂隙含水岩层分布于全井田，为岩溶裂隙含水层，该组地层井田内厚约63.93m-105.28m，平均厚85.39m，除砂岩、砂质泥岩、泥岩外，有三层发育良好且易被

7、水溶解的海相石灰岩（K2、K3、K4），厚度约11.1m-20.36m，平均厚16.82m，为本组的主要含水层，富水性弱至中等，根据本次施工的水文孔ZK1-2的抽水试验资料，水位降深：58.17m，单位涌水量q=0.00165L/s·m,渗透系数K=0.00438m/d，影响半径38.51m。水化学类型Cl·HCO3- (K+Na)型，矿化度0.82g/L。（3）砂岩碎屑岩类裂隙含水岩层主要为K8、K9、K10三层砂岩含水层及层间砂岩裂隙水为层间裂隙水，其富水性视岩层裂隙发育程度，补给条件而异，富水性弱。根据本次施工的水文孔ZK1-2的抽水试验资料，水位降深：119.32m

8、，单位涌水量为0.00092L/s.m,渗透系数0.00454m/d，影响半径80.40m。水化学类型Cl·HCO3- Na型,矿化度0.82g/l。其补给来源为大气降水，是2号煤层的直接充水来源。（4）松散岩类孔隙含水岩层主要分布于井田西中部边界的卧牛神河沟谷中，厚度0-10m，岩性主要为现代冲洪积物。仅在井田西南部，厚度较大，富水性较好。水位埋藏深度浅，补给来源主要为大气降水及季节性河流的渗透补给，受季节影响较大。3、井田内主要隔水层井田内的隔水层主要为中石炭统本溪组泥岩隔水层及碎屑岩类含水岩组的层间隔水层。本溪组隔水层：厚度约7.55m-26.02m，平均厚16.37m ，岩性

9、由铝土质泥岩、砂质泥岩、粘土岩组成，岩性致密、细腻，井田内连续稳定，隔水性能好，与井田内11号煤下部太原组地层一起构成良好的隔水层。碎屑岩类层间隔水层：由泥岩、砂质泥岩组成，分布于各类含水层砂岩、灰岩之间，在垂向上含、隔水层组合成平行复合结构，含、隔水层处于分散间隔状态，含水层间的水力联系被其间的隔水层所隔，形成独立的含水体系，地表沟谷切割处常沿隔水层顶板出露小泉水。4、井田内地下水的补给、径流、排泄、岩溶地下水井田外围东北部有奥陶系灰岩大面积裸露，是岩溶地下水的补给区，其补给来源主要是大气降水；岩溶地下水接受补给后，由北向南运动，最终排向郭庄泉，出露标高516521m，泉流量6.20m3/s

10、，本井田属岩溶水径流区。奥灰水的排泄方式除郭庄泉排泄外，近年来人工开采也成为其主要排泄方式之一。、碎屑岩类裂隙水裂隙水的补给主要是基岩裸露区接受大气降水的补给，与地表水接触地带，可接受其侧向补给，另外还可接受上覆松散层的下渗补给，该地下水接受补给后一般沿岩层倾斜方向运动，排向东南。在地层受沟谷切割后，往往以泉的形式排出地表，另外人工开采和矿坑排水也是其排泄方式。、松散岩类孔隙水其主要补给来源是大气降水，接受补给后，一般沿沟谷向下游运动，流向与地表水基本一致，其排泄方式除蒸发排泄外，主要是人工开采或补给下伏基岩裂隙含水层，局部以泉的形式排出地表。5、矿井充水因素、地表水井田内有交口河支流卧牛神河

11、从西部边界流过，水量不大，旱季经常断流。无水库等其它大的地表水体。井田内其它沟谷仅在雨季有洪水短暂流过。煤矿在洪水季节开采或在西部边界附近开采煤层时，应引起高度重视，严格执行煤矿防治水规定中水体下采煤的有关规定，制定应急预案，确保生产安全。矿井涌水量与大气降水二者之间的动态关系，一般是地表水流量较大时，尤其是洪水期过后的1-2个月，地下水的补给量增加，矿井顶板淋水明显增加，说明大气降水、地表水对矿井涌水量影响较大。、地下水矿井开采2号煤层等上组煤时，其直接充水因素主要是K7、K8、K10等砂岩含水层为主。开采9、10、11号等下组煤时，其直接充水因素主要以太原组三层石灰岩(K2、K3、K4)为

12、主，属岩溶充水矿床；山西组地层砂岩含水层为其间接充水因素。太原组三层灰岩中，K2灰岩水量稍大。井下开拓遇K2灰岩时，往往是淋头水增大，出水量约3-4m3/h，用小水泵抽1-2小时后，一般能正常通过。山西组以上砂岩含水层裂隙发育，但补给条件差，地下水以静储量为主，矿井开采初期涌水量稍大，中期随着开采时间的延续，矿井涌水量有逐渐减小的趋势。到开采后期，随着开采面积增大，坍塌裂隙发育到地面，这时大气降水可能通过塌陷裂隙渗入矿井，致使矿井涌水量有所增加。、奥陶系岩溶水对开采煤层的影响奥陶系灰岩中的岩溶水静止水位标高在井田为538.6-540.0m左右，高于9、10、11号煤层最低标高，奥灰水对下组煤层

13、开采的影响用突水系数来评价。井田内9号煤层底板最低标高约520.0m（井田东北角），9号煤层到奥陶系顶面间距36.96米，煤层底板隔水层承受的水压力为0.5696MPa；10号煤层底板最低标高约515.0m，10号煤层到奥陶系顶面间距27.31米，煤层底板隔水层承受的水压力为0.5696MPa；11号煤层底板最低标高约510.0m，11号煤层到奥陶系顶面间距22.46米，煤层底板隔水层承受的水压力为0.5696MPa；根据煤矿防治水规定中突水系数公式：Ts=P/M式中：Ts-突水系数，MPa/m P水压力，MPa M隔水层厚度，m带入数据得：Ts9=0.0154 MPa/mTs10=0.020

14、9 MPa/mTs11=0.0254 MPa/m通过计算，本井田9号，10号，11号煤的突水系数，分别为0.0154 MPa/m、0.0209 MPa/m和0.0254 MPa/m，该值都小于规定的正常地质块段0.1 MPa/m和有构造破坏的地质块段0.06MPa/m两个值，所以，奥陶系岩溶水对9、10、11号煤层的开采一般没有影响。6、矿井涌水量根据兼并重组整合地质报告推算矿井生产能力达900kt/年时，矿井正常涌水量为,1200m3/d，最大涌水量1800 m3/d。7、井田水文地质类型2号煤层的直接充水因素为上部的砂岩裂隙水，9、10、11号煤层的直接充水因素为上部的灰岩岩溶裂隙水及上部

15、的砂岩裂隙水。矿井防治水主要为顶板来水，奥灰水水位局部高于9、10、11号煤层，井口标高高于历史最高洪水水位线，本矿防治水措施较易实施。 预算矿井正常涌水量为1200 m3/d，最大涌水量为1800m3/d；估算井田内采古空区积水量为15.81万m3。依据煤矿防治水规定将本矿井水文地质类型确定为中等类型。六、对井田地质勘探程度的评价1、对勘探类型和勘探基本网度的评价地质报告以工程间距探明的750×1000m及控制的1500×2000m，勘查工程布置的总原则是确保9、10、11号煤层探明资源/储量及探明资源/储量占本区资源储量总和的比例达到规范要求，先期开采地段达到了勘探阶段

16、工作程度要求，满足设计要求。2、地质构造对开采的影响井田内构造总体为波状起伏的褶曲构造，倾角3-8°，平均6°。本井田内有4条正断层，井巷开拓遇到断层、背向斜轴部等控水构造时，一般是淋头水稍有增大，煤层发湿，断层导水性不强，都能正常通过，不会影响正常生产。井田内发育有12个陷落柱，陷壁角约80°左右。井田西南部，2010年4月在开拓巷道时，揭露一个小型陷落柱，当时出现涌水现象，水压不大，水温正常，流量约3m3/h,自流半个月后，出水量约1000m3，陷落柱中的水基本流完，不再出水。井下采掘接近其它陷落柱时，都无水，都能正常通过。但是，生产部门在断层附近应预设煤柱，

17、在掘进过程中，必须加强对断层以及隐伏的断层，陷落柱的研究与发现，必须坚持“预测预报、有掘必探、先探后掘、先治后采”的原则，以防构造导水，发生淹矿事故。第二节煤层的埋藏特征一、煤层及煤质1、含煤地层及含煤性井田内煤层发育比较齐全，含煤地层主要在石炭系太原组（下组煤）和二叠系山西组（上组煤）中。两个含煤岩组共含煤层和煤线16层，其中全井田稳定可采煤层3层，即9、10、11号，2、4、5、7号均为局部可采煤层。其余为不可采煤层。太原组为一套海陆交互相含煤地层，含海相灰岩3层，含煤10层，编号自上而下为4、5、7上、7、8上、8、9、10、11、12号煤层，地层平均总厚85.39m，煤层平均总厚10.

18、03m，含煤系数12.06%。山西组为陆相含煤地层，共含煤层6层，编号自上而下为1上、1、2上、2、3上、3号煤层或薄煤线，其中2号煤层为局部可采煤层，其它为不可采煤层，地层平均总厚46.49m，煤层平均总厚2.03m，含煤系数4.37%，可采煤层厚0.73m，可采含煤系数1.3%。井田内太原组、山西组含煤地层平均总厚142.26m，煤层平均总厚11.75m，含煤系数9.14%，可采煤层平均总厚8.25m，可采含煤系数5.8%。2、可采煤层2号煤层：位于山西组中下部，下距4煤层平均20.62m，厚度0.001.10m，平均0.54m。属局部可采煤层，不含夹矸。根据钻孔见煤情况,煤层结构简单，煤

19、层不稳定，本井田ZK3-4、ZK1-3、ZK1-2号孔处未赋存，本井田建井以来曾在2号煤层回采, 井田揭露厚度0.200.93m。直接顶板为泥岩。底板岩性为泥岩，局部变相为炭质泥岩。原旺岭一坑曾在井田西南角开采,煤层厚度在0.600.85m，原旺岭三坑曾在井田西部开采,煤层厚度在0.200.83m，原旺岭主坑曾在井田中部开采,煤层厚度在0.600.93m，原旺岭各坑口在2号煤层已采空,未开采的部分主要在井田中东部一带。4号煤层：位于太原组上部，下距5煤层平均7.24m，厚度0.001.47m，平均0.29m，不含夹矸 。属局部可采煤层，根据钻孔见煤情况,煤层结构简单，煤层不稳定，井田南东部及北

20、东部未赋存，本井田建井以来未在4号煤层开拓回采, 井田揭露厚度0.200.93m，是本井田局部可采的煤层。直接顶板为泥岩。底板岩性为砂质泥岩。根据钻孔揭露煤层主要赋存于井田中西部，4号煤层可采部分集中在ZK1-3、ZK1-4、ZK2-3一带，可采范围主要在井田西北部一带。5号煤层：位于太原组上部，下距7煤层平均21.26m，厚度0.001.45m，平均0.47m ，不含夹矸。属局部可采煤层，根据钻孔见煤情况,煤层结构简单，煤层不稳定，本井田建井以来未在5号煤层开拓回采,直接顶板、底板岩性均为砂质泥岩。根据钻孔揭露煤层主要赋存于井田中东部，仅ZK1-3、ZK2-2、ZK2-1一带出现无煤区，可采

21、范围主要在井田东北部一带。7号煤层：位于太原组中部，下距9煤层平均25.40m，煤层厚度0.6m-1.39m，平均0.66m，不含夹矸。属局部可采的煤层。K4灰岩为其直接顶板，根据钻孔见煤情况，煤层结构简单，不含夹矸,煤层较稳定，本井田建井以来未在7号煤层回采,顶板为深灰色灰岩，底板为砂质泥岩，根据钻孔揭露煤层井田内普遍赋存，7号煤层可采部分集中在ZK1-1、ZK1-2、ZK1-3、雷-31、ZK2-1、ZK4-2、16-1、18-1、雷-11一带，可采范围主要在井田西南部一带和东部边缘一带。9号煤层：位于太原组下段顶部，下距10号煤层平均5.81m，煤层厚度1.20m1.55m，平均1.43

22、m，不含夹矸，属稳定可采的煤层。K2灰岩为其直接顶板，或间隔0.2-0.4m厚的炭质泥岩、泥岩伪顶，底板深灰色砂质泥岩。本矿在9号煤层回采, 井田揭露厚度1.40m。在井田西南角开采,煤层在井田中北部的ZK1-4、ZK2-3、ZK3-3一带厚度1.5m-1.55m。10号煤层：位于太原组下段中部，上距K2灰岩7.2m。下距11号煤层平均2.89m，煤层厚度为1.206.21m，平均为3.84m。煤层结构简单-复杂，含0-5层夹矸，夹矸厚度为0.100.19m。该煤层顶板为砂质泥岩，底板为泥岩。本井田建井以来未在10号煤层开拓回采,属全井田稳定可采的煤层。煤层在井田西南部的ZK1-2、ZK1-1

23、、雷-19一带厚度6.00m-6.21m。11号煤层：位于太原组下部，下距K1砂岩6.09m，煤层厚0.804.57m，平均1.96m，含0-1层夹矸，夹矸厚度为0.100.25m。层位较稳定，一般顶板为黑色泥岩，底板为泥岩。属全井田稳定可采煤层。煤层在井田西北部的ZK1-3、ZK1-4一带厚度3.77m-4.57m。表2-1-3 可采煤层特征表地层单位煤层煤层厚度（m）煤层间距（m）煤层结构及夹矸可采性稳定性顶板岩性底板岩性最小最大平均最小最大平均山西组（P1s）20.001.100.5418.2526.6520.626.7711.707.2418.5123.4621.2619.2528.6

24、525.622.736.905.811.305.872.89简单(0)局部可采不稳定泥岩泥岩太原组（C3t）40-1.470.29简单(0)局部可采不稳定泥岩砂质泥岩50-1.450.47简单(0)局部可采不稳定砂质泥岩砂质泥岩70.66简单(0)局部可采不稳定灰岩砂质泥岩91.201.551.43简单(0)全区可采稳定灰岩砂质泥岩101.206.213.84简单-复杂(0-5)稳定砂质泥岩泥岩110.804.571.96简单(0-1)稳定泥岩泥岩3、煤质（1）煤的物理性质及宏观煤岩类型井田内各层煤质物理性质大体相同，为黑色，条痕色为棕黑色玻璃光泽，硬度一般为23，有一定的韧性，贝壳状、参差状

25、断口，内生裂隙发育。各层煤的宏观煤岩组分以亮煤、暗煤为主，镜煤次之，丝炭少量，宏观煤岩类型多为半亮型，局部为半暗型、暗淡型，光亮型较少。煤层主要为条带状结构，层状构造。据本井田煤岩鉴定成果可知，煤的显微煤岩组分在有机组分中，2、9、10、11号煤以镜质组为主，镜质组主要是均质镜质体和基质镜质体，有少量胶质镜质体；丝质组以氧化丝质体为主。在无机组分中，各层均以粘土类为主，硫化物次之。（2）化学性质和煤类、2号煤原煤：水分（Mad）0.50%-1.10%，平均0.80%；灰分(Ad)为10.91%-42.92%，平均36.40%；挥发分(Vdaf)为16.15%-29.92%，平均20.15%；全

26、硫(St,d)为0.32%-2.76%，平均1.57%；发热量(Qgr,d)为13.905-25.655MJ/kg，平均17.066 MJ/kg。浮煤：水分（Mad）0.18%-1.30%，平均0.68%；灰分(Ad)为3.59%-10.11%，平均5.05%，挥发分(Vdaf)为26.98%33.62%，平均30.11%；全硫(St,d)为0.59%-2.65%，平均1.58%；发热量(Qgr,d)为32.708-34.700MJ/kg，平均33.021MJ/kg；胶质层厚度Y(mm)31.0-32.0mm，平均31.50mm;粘结指数(GR·I)87-103,平均92。该煤层为特

27、低灰低灰、低硫分高硫分肥煤。、4号煤原煤：水分（Mad）平均1.16%；灰分(Ad)为12.56%-41.39%，平均23.90%；挥发分(Vdaf)为26.96%-27.64%，平均26.76%；全硫(St,d)为0.66%-1.24%，平均0.83%；发热量(Qgr,d)为19.122-31.120MJ/kg,平均25.734MJ/kg。浮煤：水分（Mad）0.41%-0.65%，平均0.56%；灰分(Ad)为4.62%-14.09%，平均6.08%，挥发分(Vdaf)为19.28%27.52%，平均22.58%；全硫(St,d)为1.02%-1.16%，平均1.10%；发热量(Qgr,d

28、) 34.193MJ/kg；胶质层厚度 (Y) 为9.0-22.0mm，平均13.00mm;粘结指数(GR·I) 为65-88,平均76。该煤层为特低灰高灰、中硫分焦煤。、5号煤原煤：水分（Mad）0.45%-0.88%，平均0.62%；灰分(Ad)为33.44%-41.38%，平均37.41%；挥发分(Vdaf)为30.13%-31.06%，平均30.71%；全硫(St,d)为1.28%-6.32%，平均3.99%；发热量(Qgr,d)为18.934-21.836MJ/kg,平均20.615MJ/kg。浮煤：水分（Mad）0.35%-1.84%，平均1.05%；灰分(Ad)为10.

29、88%-19.34%，平均14.11%；挥发分(Vdaf)为26.54%33.10%，平均30.38%；全硫(St,d)为0.67%-2.89%，平均1.67%；发热量(Qgr,d)为29.446-30.362MJ/kg，平均29.928MJ/kg；胶质层厚度 (Y) 19.0mm;粘结指数(GR·I)63-85,平均77。该煤层为中灰高灰、低硫分高硫分焦煤。、7号煤原煤：水分（Mad）0.50%-1.49%，平均0.85%；灰分(Ad)为18.84%-43.43%，平均30.83%；挥发分(Vdaf)为22.75%-33.23%，平均28.86%；全硫(St,d)为1.33%-4.

30、64%，平均2.81%；发热量(Qgr,d)为17.717-28.740MJ/kg,平均23.361MJ/kg。浮煤：水分（Mad）0.41%-1.22%，平均0.63%；灰分(Ad)为4.82%-10.83%，平均7.74%；挥发分(Vdaf)为16.19%31.89%，平均24.38%；全硫(St,d)为0.73%-3.28%，平均1.86%；发热量(Qgr,d)为34.047-34.353MJ/kg，平均34.185MJ/kg；胶质层厚度 (Y)10.0-31.5mm，平均26.50mm;粘结指数(GR·I)17-103,平均70.8。该煤层为低中灰高灰、中低硫高硫分肥煤和焦煤

31、。、9号煤层：原煤水分（Mad）0.11%-1.41%，平均0.71%；灰分(Ad)为7.44%-29.94%，平均13.90%；挥发分(Vdaf)23.96%-28.90%，平均26.76%；全硫(St,d)为0.94%-4.55%，平均2.45%；发热量(Qgr,d)为24.032-33.193MJ/kg；平均30.734MJ/kg；浮煤水分（Mad）0.22%-0.79%，平均0.56%；灰分(Ad)为4.06%-14.84%，平均6.08%；挥发分(Vdaf)为20.34%-28.67%，平均25.58%；全硫(St,d)为0.92-1.97%，平均1.67%；发热量(Qgr,d)为3

32、3.877-34.582MJ/kg；平均34.075MJ/kg；胶质层厚度(Y)13.0-33.0mm，平均21.2mm; 粘结指数(GR·I)69-101,平均89.9。9号煤层北部、南部为焦煤区，中部为肥煤区.为特低灰高灰、中低硫高硫分、焦煤。、10号煤层：原煤水分（Mad）0.42%-1.12%，平均0.621%；灰分(Ad)为8.41%-36.38%；平均19.215%；挥发分(Vdaf)27.11%-31.34%；平均28.251%；全硫(St,d)为1.90%-4.06%，平均2.99%；发热量(Qgr,d)21.34-32.144MJ/kg.平均28.615MJ/kg。

33、浮煤水分（Mad）0.23%-0.82%，平均0.504%；灰份(Ad)为4.45%-9.06%；平均6.28%；挥发份(Vdaf)24.07%-28.27%；平均26.145%；全硫(St,d)为1.31%-1.98%，平均1.68%；发热量(Qgr,d)33.104-34.563MJ/kg.平均33.928MJ/kg;胶质层厚度(Y)20.0-32.5mm，平均25.25mm。粘结指数(GR·I)88-103,平均95.4。10号煤层东北部、西南角为焦煤区，中西部为肥煤区，为特低灰-中灰、中高硫高硫分肥煤、焦煤。、11号煤层：原煤水分（Mad）0.45%-1.52%，平均0.85

34、%；灰分(Ad)为19.44%-46.77%，平均30.84%；挥发分(Vdaf)24.85%-39.09%，平均28.86%；全硫(St,d)为0.48-5.67%，平均1.82%；发热量(Qgr,d)15.35-28.32MJ/kg，平均23.361MJ/kg。浮煤水分（Mad）0.37%-6.14%，平均1.31%；灰分(Ad)为6.32%-16.68%，平均8.78%；挥发分(Vdaf)17.79%-34.88%，平均24.37%；全硫(St,d)为0.65%-1.89%，平均1.09%；发热量(Qgr,d)32.42-35.38MJ/kg，平均33.77MJ/kg；胶质层厚度(Y)1

35、1-22.0mm，平均16.93mm；粘结指数(GR·I)35-94,平均70.8mm。该煤层为特低灰-高灰，低硫-高硫分焦煤。（3）煤类及工业用途根据中国煤炭分类国家标准（GB5751-86）本井田煤层为焦煤、肥煤类。2号煤层为特低灰低灰、低硫分高硫分、特高热值之肥煤。4号煤为特低灰低灰、中硫分、特高热值之焦煤。5号煤为低灰中灰、低硫分高硫分、特高热值之焦煤。7号煤为低灰中灰、中低硫高硫分、中-高热值之肥煤和焦煤。9号煤层北部、南部为焦煤区，中部为肥煤区.为特低灰低灰、中硫高硫分、特高热值肥煤、焦煤。10号煤层东北部、西南角为焦煤区，中西部为肥煤区，为特低灰、中高硫分高硫分、特高热

36、值肥煤、焦煤。11号煤为特低灰-高灰，低硫-高硫分，特高热值之焦煤。根据以上各主要可采煤层的煤质特征结合目前煤炭技术加工利用途径，各煤层的硫分经洗选后全硫平均含量降已至2%以下，并掌握好合理的配煤比，可用为炼焦用煤。表2-1-4 煤质特征统计一览表 煤号号样别胶质层厚度(mm)水分Mad(%)灰分Ad(%)挥发分Vdaf(%)发热量Qgr.d（MJ/kg）全硫St,d(%)粘结指数GR.I视密度2原煤0.8036.420.1517.0661.571.38浮煤31.50.685.0530.1133.0211.5887-103924原煤1.1623.9026.7625.7340.831.34浮煤1

37、3.00.566.0822.5834.1931.1065-88765原煤0.6237.4130.7120.6153.991.57浮煤19.01.0514.1130.3829.9281.6763-85777原煤0.8530.8328.8623.3612.811.53浮煤26.50.637.7424.3834.1851.8617-10370.8表2-1-4 煤质特征统计一览表9原煤0.7113.9026.7630.7342.451.35浮煤21.20.566.0825.5834.0751.6769-10189.910原煤0.62119.21528.25128.6152.991.40浮煤25.250

38、.5046.2826.14533.9281.31-1. 981.6888-10395.411原煤0.8530.8428.8623.3611.821.48浮煤16.931.308.7824.3733.771.0935-9470.8三、资源条件1、煤层2号煤层：厚度0.001.10m，平均0.54m。属局部可采煤层。4号煤层：厚度0.001.47m，平均0.29m，属局部可采煤层。5号煤层：厚度0.001.45m，平均0.47m ，属局部可采煤层。7号煤层：厚度0.6m-1.39m，平均0.66m，属局部可采的煤层。9号煤层：厚度1.20m1.55m，平均1.43m，不含夹矸，属稳定可采的煤层。1

39、0号煤层：厚度1.206.21m，平均为3.84m。煤层结构简单-复杂，含0-5层夹矸，属全井田稳定可采的煤层。11号煤层：厚度0.804.57m，平均1.96m，含0-1层夹矸，层位较稳定，属全井田稳定可采煤层。2、煤质2号煤层为特低灰低灰、低硫分高硫分、特高热值之肥煤。4号煤为特低灰低灰、中硫分、特高热值之焦煤。5号煤为低灰中灰、低硫分高硫分、特高热值之焦煤。7号煤为低灰中灰、中低硫高硫分、特高热值之肥煤和焦煤。9号煤层北部、南部为焦煤区，中部为肥煤区.为特低灰低灰、中硫高硫分、特高热值肥煤、焦煤。10号煤层东北部、西南角为焦煤区，中西部为肥煤区，为特低灰、中高硫分高硫分、特高热值肥煤、焦

40、煤。11号煤为特低灰-高灰，低硫-高硫分，特高热值之焦煤。三、其它开采技术条件1、瓦斯据山西省煤炭工业厅晋煤瓦发(2010)458号文件关于晋中市2009年度30万吨年及以上煤矿矿井瓦斯等级和二氧化碳涌出量鉴定结果的批复，旺岭煤业有限公司矿井瓦斯相对涌出量为2.86m3/t，绝对涌出量为1.78m3/min，属低瓦斯矿井，二氧化碳相对涌出量为1.92m3/t，绝对涌出量为1.2m3/min，为低瓦斯矿井。2、煤尘爆炸性及煤的自燃倾向性据2010年5月10日山西省煤炭工业局综合测试中心对该矿9#煤层煤尘的测定结果，煤尘火焰长度400mm，加岩粉量85%，煤尘有爆炸危险性；10#煤层煤尘的测定结果

41、，煤尘火焰长度400mm，加岩粉量85%，煤尘有爆炸危险性。据2010年5月10日山西省煤炭工业局综合测试中心对该矿9#煤层的测定结果，煤层吸氧量为0.68cm3/g，自燃等级为级，为自燃煤层；10#煤层的测定结果，煤层吸氧量为0.62cm3/g，自燃等级为级，为自燃煤层。3、煤与瓦斯(二氧化碳)突出危险性据地质报告及各矿井开拓情况，该矿无煤与瓦斯(二氧化碳)突出危险性。4、地温、地压本井田在0-100m时属恒温带，温度在13.3-15.5之间，100m以上时平均地温梯度在0.3-1.3/100m。属于地温正常区。据调查，煤矿开采过程中，井下地温一直保持在正常值内，一般为1417之间，且地压也

42、未见异常。 第二节井田境界及储量一、井田境界号煤层，批准井田面积13.4295km2。井田走向长度3.5km，倾斜宽度4.2km，井田范围由以下9个拐点坐标连线圈定：拐点编号1954年北京坐标系，6°带1980西安坐标系，6°带X(m)Y(m)X(m)Y(m)14160185.0019736252.004160137.20 19736183.09 24159850.0019736350.004159802.20 19736281.09 34159100.0019736750.004159052.19 19736681.10 44157079.0019736008.00415

43、7031.17 19735939.10 54156970.0019733683.004156922.16 19733614.08 64156947.0019733138.004156899.16 19733069.08 74157098.0019731926.004157050.15 19731857.07 84160100.0019731926.004160052.18 19731857.05 94160101.0019733057.004160053.18 19732988.06 二、资源/储量矿井资源/储量估算原则为：能利用资源量的煤层最低可采厚度0.7m，最高可采灰分不大于40%；最低

44、发热量不低于17MJ/kg，硫分小于3%。1、矿井地质资源/储量本次参与资源量估算与汇总的煤层有2、4、5、7、9、10、11号煤层，通过估算全井田共获得7层煤层保有资源储量（111b+122b+333）149660kt。其中探明的经济基础储量(111b)73060kt，控制的经济基础储量(122b)52780 kt，推断的内蕴经济资源量(333)238200kt。全井田探明的经济基础储量（111b）占可采煤层保有资源储量（111b+122b+333）的比例为49%，探明的和控制的经济基础储量（111b+122b）占可采煤层保有资源储量（111b+122b+333）的比例为84%。详见昕益旺岭

45、煤业储量汇总表3-2-1。表3-2-1 矿井地质资源/储量汇总表（单位：kt）煤层号煤种保有资源/储量(kt)111b总量(%)111b+122b总量 (%)111b122b333小计2JM323032304JM290029005JM561056107JM58405840FM20002000小计784078409JM1159082505019890FM201025005605070小计136001075061024960549810JM1847027030251048010FM21340386029025490小计3981030890280073500549611JM1965011140830

46、316206297合计JM497104642020970117100FM233506360285032560总计7306052780238201496604984在7号煤层可采区域内有5个钻孔(ZK1-1、ZK1-2、ZK1-3、ZK2-1和雷-31)，经煤质化验ZK1-1、ZK1-2、ZK1-3各孔7号煤层煤质，见汇总表3-2-2表3-2-2 7号煤层煤质化验表钻孔编号灰分%挥发份%硫分%发热量ZK1-143.4318.351.6717.827ZK1-243.3812.884.6417.567ZK1-325633.233.5826.262因此7号煤层化验指标超出储量估算指标要求，不满足设计规

47、范及环保要求，本次设计不再开发利用。全井田共获得2、4、5、9、10、11号煤层保有资源储量（111b+122b+333）141820kt。其中探明的经济基础储量(111b)73060kt，控制的经济基础储量(122b)52780 kt，推断的内蕴经济资源量(333)15980kt。全井田探明的经济基础储量（111b）占可采煤层保有资源储量（111b+122b+333）的比例为52%，探明的和控制的经济基础储量（111b+122b）占可采煤层保有资源储量（111b+122b+333）的比例为89%。扣除7号煤层储量后矿井保有储量见表3-2-3表3-2-3 扣除7号煤层储量后矿井保有储量煤层号煤

48、种保有资源/储量(kt)111b111b+122b总量总量(%) (%)111b122b333小计2JM323032304JM290029005JM561056109JM1159082505019890FM201025005605070小计136001075061024960549810JM1847027030251048010FM21340386029025490小计3981030890280073500549611JM19650111408303162062 97 合计JM497104642015130111260FM23350636085030560总计73060527801598014

49、182052 89 2、矿井工业资源/储量矿井工业资源/储量ZC=111b +122b +333k=140222kt。（式中k为可信度系数 取0.9）；详见矿井工业资源/储量表 表3-2-4。表3-2-4 矿井工业资源/储量表 （单位：kt）煤层工业储量(kt)合计111b122b333k2#00290729074#00261026105#00504950499#13600107505492489910#398103089025207322011#196501114074731537总计730605278014382140222k-可信度系数，取0.93、矿井设计资源/储量矿井设计资源/储量按

50、下式计算：ZS=ZC-P式中：ZS矿井设计资源/储量，kt； ZC矿井工业资源/储量，kt； P设计计算的永久煤柱损失量，kt；包括井筒保护煤柱、构造煤柱和防水煤柱、井田边界保护煤柱损失量。矿井设计资源/储量汇总见表3-2-5。表3-2-5 矿井设计资源/储量表 （单位：kt）煤层工业资源/储量永久煤柱损失（kt）设计储量（kt）边界构造煤柱村庄保护煤柱小计（kt）2#290733.1 0.0 1741.9 1775.0 1132.0 4#261045.0 0.0 166.3 211.4 2398.6 5#5049123.3 0.0 1852.2 1975.5 3073.5 9#2489960

51、4.8 21.4 5424.8 6051.1 18847.9 10#732201684.3 59.7 15107.0 16850.9 56369.1 11#31537908.8 32.2 8151.5 9092.5 22444.5 总计140222 3399 113.3 32443.7 35956.4 104265.6 经计算：矿井设计资源/储量ZS=104265.6kt。4、矿井设计可采储量矿井设计储量扣除工业场地保护煤柱、矿井井下主要巷道煤柱和开采损失后，矿井可采储量为78281.1kt。矿井设计可采储量汇总见表3-2-6。表3-2-6矿井设计可采储量表 （单位：kt）煤层矿井设计资源/储

52、量工业场地和主要井巷煤柱回采率可采储量工业场地主要井巷小计（%）2#1132.0 0.0 15.615.6 85949.0 4#2398.6 0.0 17.917.9 852023.6 5#3073.5 0.0 56.356.3 852564.6 9#18847.9 175.8 539.1 714.9 8014506.4 10#56369.1 265.7 1370.4 1636.1 7541049.7 11#22444.5 201.5 758.3 959.8 8017187.8 总计104265.6 643.0 2757.6 3400.6 78281.1 三、 四邻关系山西灵石昕益旺岭煤业有限

53、公司东部为汾西矿业集团灵北煤田规划区，西部为山西灵石银源华强煤业有限公司，西南部为山西灵石红杏广进宝煤业有限公司，东南部为山西灵石天聚柏沟煤业有限公司，北部为空白区。1、汾西矿业灵北规划区汾西矿业灵北煤矿规划区为河东煤矿接替矿井。井田面积为35.92km2 ，设计能力为300万t/a。2、山西灵石银源华强煤业有限公司，重组后井田面积6.552km2，批准开采211号煤层，核准生产能力45万吨/年，开拓方式：两斜一立，通风方式：中央分列式，矿井瓦斯等级：低级，煤自然等级：，煤自然倾向性：自然，水文地质类型为简单型。井田内的9、10、11号煤层为一个水平开采，三个煤层联合开拓布置，在主斜井井底设煤库，副斜井设井底车场，向南北布置皮带运输大巷、轨道大巷、回风大巷、皮带大巷沿11号煤层布置，轨道大巷、回风大巷沿9号煤层布置，重组前开采9号煤层，开采范围在该矿井田南部有采空区，采用走向长壁式采煤，属低瓦斯矿井，煤尘具有