水患灾害调查报告

山西楼俊集团担炭沟煤业有限公司水患灾害调查报告PAGEPAGE2山西楼俊集团担炭沟煤业有限公司：2011年9月2日山西楼俊集团担炭沟煤业有限公司煤矿水患灾害调查报告山西楼俊集团担炭沟煤业有限公司：2011年9月2日 山西楼俊集团担炭沟煤业有限公司煤矿水患灾害调查报告矿长：赵万海安全矿长：张青生总工程师：郝权编制：赵恒贵（二0一一年度）目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章矿井概况及水文地质情况 3一、目的与任务 3二、矿井概况 3三、矿井水文地质情况 8第二章矿井水害调查报告 32一、调查时间： 32二、参加调查人员： 32三、调查路线： 32四、调查方式 32五、调查情况 32六、矿井水患分析 35七、目前矿井需防范的水患 36第三章矿井防治水措施 37一、矿井开拓开采所采取的安全保证措施 37二、防治水煤（岩）柱的留设 38三、探放水、安全措施 44四、井下排水 44五、安全出口设施 44六、地表水防治。设计依据、地面水防治、地面水防治工程及装备。 45七、采空区、古空水防治 48第四章存在的问题 48第一章矿井概况及水文地质情况一、目的与任务根据《煤矿安全规程》和《煤矿防治水规定》要求，进一步查清本矿区范围内的水害情况，为矿井防治水工作提供可靠的资料，为探放水设计提供科学依据，确保我矿采掘活动的安全。经公司研究决定组织技术人员对矿区范围内的水害情况进行一次全面细致的调查，2011年9月份通过对矿井水文地质资料的搜集、历年采空区的统计调查测绘、矿井涌水量的调查分析，相邻矿井的资料搜集，编写此报告。二、矿井概况1、交通位置该井田位于山西省吕梁市离石区西北约12km处的袁家岭村，行政区划隶属西属巴镇，井田地理坐标为：东经111°04′55″～111°07′59″，北纬37°35′25″～37°36′27″井田东南距离石区约12km，井田内有西（属巴）茂（塔坪）公路通过，经西茂公路向东与太（原）临（县）公路相连。井田南距离（石）军（渡）高速公路约10km，南距孝柳铁路约15km，交通较为便利。2、矿区范围与相邻关系：本井田南为山西吕梁离石金晖荣泰煤业有限公司，北与山西吕梁离石西山晋邦德煤业有限公司相邻。周边相邻煤矿情况详下图。山西吕梁离石金晖荣泰煤业有限公司本次由原山西离石南沟煤业有限公司和原山西吕梁万峰荣泰煤业有限公司整合重组而成（晋煤重组办发【2009】25号文批准）。整合重组后批采4、6、10号煤层，设计生产能力90万t/a。原山西离石南沟煤业有限公司位于本井田东南，批采10号煤层，设计生产能力15万t/a，为基建矿井，现在只开凿了一对立井筒，均已见10号煤层，并掘进了部分大巷。2008年瓦斯等级鉴定结果为低瓦斯矿井，瓦斯绝对涌出量0.28m3/min；二氧化碳绝对涌出量0.31m3/min。据调查与本矿之间没有越界开采现象。矿井正常涌水量350m3原山西吕梁万峰荣泰煤业有限公司位于本井田南，批采4、6、10号煤层，设计生产能力30万t/a。4号煤层已基本采空，现正在开拓10号煤层，采用立井开拓，已见煤，并掘进了部分大巷。据调查与本矿之间没有越界开采现象。矿井正常涌水量400m3/d，最大涌水量510m山西吕梁离石西山晋邦德煤业有限公司本次由原山西离石晋邦德煤矿有限责任公司、原山西吕梁西属巴燕沟煤业有限公司和原山西吕梁锦顺煤业有限公司整合重组而成（晋煤重组办发【2009】25号文批准）。整合重组后批采4、10号煤层，设计生产能力120万t/a。山西吕梁西属巴原燕沟煤业有限公司位于本井田北部，批采4号煤层，井田面积3.795km2。现采4号煤层，生产能力21万t/年，采用立井斜井综合开拓，皮带提升，走向长壁普炮采，皮带运输，金属支柱支护。2008年瓦斯等级鉴定结果为低瓦斯矿井，瓦斯绝对涌出量0.65m3/min，相对涌出量1.67m3/t；二氧化碳绝对涌出量0.70m3/min，相对涌出量1.80m3/t。据调查与本矿之间没有越界开采现象。矿井正常涌水量原山西离石晋邦德煤矿有限责任公司位于本井田西北部，批采4、10号煤层，现采4号煤层，生产能力30万t/年，采用立井斜井联合开拓，箕斗提升，走向长壁普炮采，皮带运输，金属支柱支护。据调查与本井田相邻区域尚未开采。矿井正常涌水量420m3/d，最大涌水量550m山西吕梁锦顺煤业有限公司位于本井田北部（原山西离石晋邦德煤矿有限责任公司以北），批采4号煤层，井田面积2.9014km2。开采4号煤层，生产能力9万t/年，采用立井斜井综合开拓，走向长壁普炮采。据调查锦顺煤业有限公司与本井田之间有原山西离石晋邦德煤矿有限责任公司相隔，锦顺煤业有限公司与本矿之间没有越界开采现象。3、小窑分布及开采情况（1）、据调查，在本井田西南部4号煤层露头附近有一对古窑井口，井口坐标分别为：X=4162197Y=19508393H=1126；X=4162227Y=19508476H=1138。调查古空面积（本井田内）约0.06km2。预计古空区内有积水1.2万m3。（2）、采空区目前矿井开采4号煤层4205回采工作面，采空范围见采掘工程平面现状图。根据上述资料表明，矿区范围内分布有老窑、采空区。老窑、采空区有积水，矿井老窑年代久远，已垮塌，现不能准确确定采空区的范围，给矿井在以后的开采活动留下了安全隐患，因此，矿井在采掘过程中要坚持“预测预报、有掘必探、先探后掘、先治后采”，以及“有疑必停”的原则，防治突水事故的发生。4、自然地理本井田属吕梁山系，为典型的黄土高原地貌，侵蚀地形，为强烈切割的梁峁状黄土丘陵，冲沟密集而狭窄，形态多呈“V”形，与黄土梁、峁、垣相间分布。总的地势西高东低，最高点位于井田西部后梁圪塔，高程为1263.4m，最低点位于井田东部属巴沟沟谷，高程为973m，地形最大相对高差约290.4m。井田内无大的河流，但沟谷发育，属巴沟自西向东横穿井田，属巴沟两侧树枝状发育小的沟谷，这些沟谷旱季无水，雨季汇集洪水向东流入北川河，与东川河、南川河分别在离石区和交口镇汇集成三川河向西流入黄河，属黄河流域三川河水系。井田地处晋西北黄土高原，属暖湿带大陆性季风半干旱气候，四季分明，春季多风干旱，夏季炎热多暴雨，秋季雨水集中，冬季雪少寒冷，年平均气温8.6-11.4℃，极端最高气温38.1℃(1985年7月18日),极端最低气温-21.7℃(1984年12月24日)。年平均降水量464.2m,雨水多集中在6-9月份,年蒸发量1766.2-2171.7mm根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001），本区地震动峰值加速度为0.05g，地震烈度为Ⅵ度。历史记载附近未发生过大地震。只在1829年4月(清道光九年三月)离石发生过5.25级地震，震中位置为北纬37°30′，东经111°12′三、矿井水文地质情况（一）区域水文地质概况1、自然地理概况本区位于黄河东岸，地处吕梁山脉中段西部，为典型的黄土高原地貌，地势总体东、北高，西南低。区域内河流属黄河流域，呈树枝状分布，主要支流有三川河。三川河由北川河、东川河、南川河分别从北向南、从东向西、从南向北在吕梁市离石区交口镇汇流，汇流后由东向西经柳林在两河口汇入黄河。三川河为季节性河流，据观测站资料，年平均流量5.34～9.54m3／s，最大流量本区属柳林泉域，本井田位于柳林泉域中部，西南距柳林泉约25km。柳林泉出露于柳林县城东三川河河谷中，以泉群的形式出露，大小泉点近百个，水位标高790～80lm。据1983～1991年观测资料，泉群平均流量2.18m32、区域水文地质分区煤田内寒武、奥陶、石炭、二叠、三叠系含水层构成承压水斜地，其中奥陶系岩溶含水层富水性较强，石炭系及其它基岩含水层较弱，奥陶系地下水在奥陶系灰岩出露区接受大气降水补给后，沿地层倾向方向径流，最终集中排向柳林泉，构成完整的水文地质单元一柳林泉域。此外，古老变质岩及河流冲、洪积层构成各自独立的补给、径流、排泄系统。3、柳林泉域水文地质特征柳林泉域以太古界及元古界变质岩构成隔水底板，石炭、二叠、三叠及第三、四系为上覆盖层。寒武、奥陶系碳酸盐岩为岩溶含水岩组，地层总体向西倾伏，构成单斜蓄水构造。泉域北界、东界为元古界、太古界变质岩构成的地表分水岭，东界南端及南界为古生界碳酸盐岩构成的地表分水岭，西界为埋藏于石炭、二叠、三叠系下岩溶裂隙不甚发育的寒武、奥陶系地层构成的隔水边界或相对隔水边界。岩溶水蓄水空间主要为溶隙、溶孔，补给来源主要为大气降水，其次为地表水渗漏补给。据《山西岩溶大泉》，泉域地下水总补给量4.07m3／s，泉域汇流面积5000km2，其中碳酸盐岩裸露面积为1200km2，大片分布于泉域南部及中部。碎屑岩裸露面积80km2，位于泉域西部。变质岩裸露面积地下水在灰岩裸露区得到补给，向柳林一带汇流，由柳林泉排泄，强径流方向有二个，一个是从泉域中部石灰岩裸露区到柳林泉，另一个是从泉域东南部石灰岩裸露区绕过离石向斜后到柳林泉。从补给区、径流区到排泄区，地下水基本上具有统一的地下水面。柳林泉群水质类型为HC03·SO4一Na·Ca型，矿化度0.40～0.70g/L，硬度267.8mg/L(以CaC03计，以下同)，水温15～18℃。据1983～2000年长期观测资料，最大流量4.13m3/s平均流量为2.18m4、含水层(1)太古界、元古界变质岩系及燕山期岩浆岩风化裂隙含水层主要出露于区域东部和北部紫金山一带，地下水赋存于岩浆岩和变质岩构造裂隙及风化裂隙中，风化带厚10～30m，富水性弱，单位涌水0.0025～0.077L/s·m，沟谷中出露泉点较多，流量一般为0.1～0.5L/s，含水层主要接受大气降水补给，在地表分水岭向两侧径流。水质以HCO3--Ca·Mg型为主，矿化度0.5g/L左右。(2)寒武、奥陶系碳酸盐岩岩溶裂隙含水岩组本组由寒武系中统、上统、奥陶系中下统石灰岩、泥灰岩、白云岩等组成，其中以奥陶系中统为主要含水层。①、寒武系厚度208～253m左右，为一套碎屑岩一碳酸盐岩浅海相沉积，以中统鲕状石灰岩和上统石灰岩、白云岩为主要含水层，本统含水层地下水出露点有吴城泉群、车鸣峪泉和关口泉，流量分别为200～500L/s、55L/s、50L/s，根据钻孔资料，在0～180m深度范围内岩溶发育，单位涌水量为1.92～7.60L/s·m，180m以下岩溶发育较差，富水性弱，单位涌型，矿化度0.23～②、奥陶系为浅海相沉积，岩性为石灰岩、泥灰岩、白云岩。中统以上马家沟组为主要含水层，富水性强，下统冶里组、亮甲山组富水性弱。下马家沟组：厚100m左右，浅部岩溶发育，随埋深增大而富水性变弱。据钻孔资料，单位涌水量在0.19～0.24L/s·m左右。上马家沟组：厚250m左右，岩溶发育，富水性强，为区域最主要含水层，据钻孔资料，单位涌水量在裸露区、覆盖区及浅埋区一般为2.7～29.3L/s·m，最大可达44L/s·m，中深埋区为0.11～0.56L/s·m，在深埋区局部地段，岩溶依然发育。总体来讲，本组在全区岩溶均很发育，富水性强。峰峰组：厚度100m左右，含水层以中部和上部石灰岩为主，由于受厚度和出露面积的限制，本组富水性弱于上马家沟组，仅在浅部富水性较强，而在深埋区富水性极弱(表2-1-5)。峰峰组富水性特征表表2-1-5埋藏区位置孔号单位涌水量（L/s·m）富水性浅埋区中阳马家峪JD80.49中浅埋区柳林泉区JD315.7中—强深埋区青龙城详查区10.00065弱深埋区三交三号井田3110.0089弱一般来讲，奥陶系含水层的富水性随埋深增大，有减弱的趋势，可类比为含水层的逐步尖灭，岩溶发育规律亦如此。在浅部径流条件较好，水交替迅速，水质较好，为HC03·SO4一Na·Ca型，而在深埋区，地下水水交替缓慢，渐呈滞流状态，水质差，地下水背景值较高，矿化度最高达17．628g/L，水质为C1一Na型(青龙城29号孔)。(3)石炭系上统太原组岩溶裂隙含水岩组含水层主要为间夹于碎屑岩中的3～4层石灰岩，赋存段距40m左右。含水层出露范围很小，只限于煤层露头边缘地段。在浅部含水层出露区，接受大气降水补给，富水性较强，单位涌水量1～2L/s·m，而在远离补给区的深部，地下水富水性则弱，例如，三交三号井田311号孔，单位涌水量仅为0.013L/s·m，富水性弱。深部局部构造破碎带附近，富水性较强，三交三号井田356号孔单位涌水量为0.90L/s·m。地下水流向受地层产状控制，向深部缓慢运移。本组水质一般为HC03·SO4一Na·Ca型，硬度小于150mg/L，矿化度lg/L，属软的微咸水。(4)二叠系、三叠系砂岩裂隙含水岩组本组主要为砂岩风化裂隙水及构造裂隙水，三叠系仅分布于青龙城详查区以西地区。沟谷中浅部风化裂隙发育，易接受大气降水和地表水的补给，富水性较好，在沟谷边缘常以侵蚀下降泉的形式出露，流量0.2～0.5L/s。而在深部裂隙不发育，地下水补给差，单位涌水量0.0005～0.1L/s·m，富水性一般较弱。水质类型为硫酸SO4·HC03--Ca·Mg型，矿化度大于lg/L，属软的微咸水。(5)第三系、第四系松散岩类孔隙含水岩组松散岩类含水层岩主要分布在河谷及沟谷中，地下水赋存于砂砾石孔隙中，主要接受大气降水和地表水入渗补给，径流条件好、富水性强、径流途径短，排泄于河谷中，部分消耗于人工开发。本区三川河河谷松散层较发育，厚度约10m左右，两岸分布有1—2级河流阶地。局部地段富水性强，单位涌水量达26.8L/s·m，水质良好，为HC03·SO4--Ca·Mg型，矿化度小于lg/L。由于地下水埋藏浅，局部地段受工农业等污染，如工矿企业排放废渣及废液污染，农业化肥及生活污水等污染，使得地下水中N03-、Cl-、P042-含量增高，局部F-含量较高，水质较差。5、隔水层(1)太古界、元古界变质岩构成寒武、奥陶系碳酸盐岩岩溶含水岩组的隔水底板。(2)石炭、二叠、三叠系各含水层间较厚且发育稳定的泥质岩构成各含水层之间的隔水层。(二)矿井水文地质条件1、地表水系井田内无大的河流，但沟谷发育，属巴沟自西向东横穿井田，属巴沟两侧树枝状发育小的沟谷，这些沟谷旱季无水，雨季汇集洪水向东流入北川河，与东川河、南川河分别在离石区和交口镇汇集成三川河向西流入黄河，属黄河流域。2、含水层(1)奥陶系灰岩岩溶裂隙含水层该含水层主要含水层段在上马家沟组，含水层岩性主要是灰岩和白云质灰岩。据详查勘探水文地质资料，该含水层在赋存较浅区域，富水性强，单位涌水量1.72～13.35L/s.m；赋存较深区域，富水性弱，单位涌水量0.00076L/s.m，渗透系数0.0047m/d。该含水层在本井田东、西部埋藏较浅，富水性强；中部埋藏较深，富水性弱。据详查报告资料，4号钻孔奥灰水位标高为811.87m，该孔位于本井田南约5km处,推测本井田奥灰水位标高在819～822m。(2)太原组岩溶裂隙含水层太原组赋存三层发育稳定的石灰岩，自下而上分别为L1、K2和L5，厚度分别为16、7.45、3.15m左右，本含水层以L1和K2为主，据离石勘探区详查报告资料，浅部岩溶裂隙较发育，富水性强，钻孔钻至该灰岩层段时，均有不同程度漏水现象。井田东南部外约1.7km处的37号孔抽水试验，单位涌水量1.204L/s.m，渗透系数9.55m/d。水位标高961.67m。深部岩溶裂隙不发育，富水性弱，井田西北部外约0.7km处的35号孔抽水试验，抽水几分钟后，水位即由57.03m降至95m以下，恢复99h后，才升到83.86m，说明基本不含水，水位标高1017.81m。水质类型为HC03--Ca·Mg·Na型，矿化度0.464g/L。(3)山西组砂岩裂隙含水层含水层岩性以细、中、粗砂岩为主，裂隙不发育，据离石勘探区详查报告资料，钻孔简易水文观侧，钻至该层段时，冲洗液消耗量并无明显增大,含水弱。35号孔抽水试验，单位涌水量0.00012l/s.m，渗透系数0.0012m/d。水质类型为HC03·SO3--Ca·Mg·Na型，矿化度0.696g(4)石盒子组砂岩裂隙含水层井田内沟谷中有零星出露，本组砂岩含水层厚度大，浅部含水层易于接受补给，富水性较强，沟谷中有泉出露，但流量很小。据离石勘探区详查报告，35号孔钻孔抽水试验资料，单位涌水量0.0025L/s.m,渗透系数为0.0033m/d。水质类型为HC03·SO3--Na·Mg·Ca型，矿化度0.534g(5)第三、四系砂砾孔隙含水层。主要分布于属巴沟沟谷中，以沙砾层为主，厚度3m左右。当地民用井最大出水量30m3/d，富水性较弱。水质类型为HC03·SO3--Ca·Mg型，矿化度0.544g3、含水层补、径、排条件本井田奥陶系地层埋藏较深，主要为岩溶水径流区，岩溶水由北向南径流，至柳林泉排泄。石炭系及二叠系含水层在裸露区接受大气降水补给和季节性河流补给后，顺岩层倾向迳流，在沟谷中出露时以侵蚀下降泉的形式排泄，下部含水层中地下水则一直沿岩层倾向迳流，部分以矿坑、水井排水的方式排泄。4、井田主要隔水层井田隔水层主要为石炭系中统本溪组及太原组下部泥质岩隔水层组，岩性由铝土泥岩，砂质泥岩和泥岩组成，总厚度80m左右，岩性致密、细腻，具有良好的隔水作用，阻断了奥陶系岩溶水与太原组岩溶裂隙含水层之间的水力联系。此外，相间于各灰岩、砂岩含水层之间厚度不等的泥岩、砂质泥岩亦可起到层间隔水作用。5、构造对井田内水文地质条件的影响井田大致为一向斜构造，共发现5条正断层，落差最大10m，未发现陷落柱。据离石勘探区详查报告资料和本区煤矿生产实践，断层的富水性和导水性均差，预计对矿井充水影响不大。（三）矿床充水因素分析1、直接充水水源本矿批采的4号煤层，直接充水含水层为山西组砂岩裂隙含水层，由井筒进水和顶板裂隙渗水组成，山西组、石盒子组砂岩裂隙含水层为弱含水层。因此，矿井涌水不大。10号煤层直接充水含水层为太原组石灰岩岩溶裂隙含水层，中部富水性弱，东、西部富水性中等；下部奥陶系灰岩含水层富水性在东、西部富水性强，中部富水性弱，本井田4号煤层均在奥灰水位之上，10号煤层的东、西部大部位于奥灰水位之上；10号煤层中部局部位于奥灰水位之下为带压开采煤层。按照《煤矿防治水规定》（国家安全生产监督管理总局令28号），采用下列公式计算：T=P/M其中：T——突水系数，MPa/m；P——底板隔水层承受的水头压力，MPa；M——底板隔水层厚度，m；奥灰水位标高820m,10号煤层底板最低标高755m，隔水层厚度80m，水头压力P=（820-755+80）×0.0098=1.421MPa，突水系数Ts=P/M=1.421/80=0.018MPa/m。根据经验:具有构造破坏的地段，安全突水系数为0.06MPa/m，无构造破坏的地段，安全突水系数为0.1MPa/m，本井田为有构造破坏地段，突水系数小于临界突水系数0.06MPa/m，故奥陶系灰岩岩溶水对本井田突水的可能性小。2、矿井主要水害及其防治措施本井田主要水害是古空和采空区积水，预计在4号煤层南部古空区有积水1.2万m3，采空区有积水2.0万m3。该矿现开采4号煤层，4号煤层顶板为砂质泥岩根据《三下采煤规程》冒裂带最大高度计算公式得出，冒落带（Hm）、导水裂隙带（Hli）的高度可用下式计算：Hm=A1±2.2式中，A1=100∑m/(4.7∑m+19)，∑m为开采煤层厚度，4号煤层厚度为1.30～1.82m,，导水裂隙带最大高度；4号煤层开采后，在井田东部及西部产生的裂隙波及到地表，使大气降水、地表水沿裂缝导入井下，造成水害。开采下部10号煤层，10号煤层顶板为石灰岩10号煤层厚度1.63～3.40m，平均2.70m。全部冒落管理顶板时，冒落带高度采用以下公式计算：Hm=A1±2.5；式中，A1=100∑m/(2.1∑m+16)，∑m为开采煤层厚度。导水裂隙带最大高度采用以下公式计算：；10号煤层冒落带高度9.96～14.96m，导水裂隙带最大高度48.30～65.32m；4、10号煤层间距为55.25～73.36m，平均61.22m。10号煤层导水裂隙带最大高度大于4、10号煤层间距，因此，10号煤层开采后，如果4号煤层采空区积水如不及时探放，可能会随之而下，形成灾害。3、本矿井水害防治措施如下(1)技术措施①、地面防水a、井田坑口较多，井口和工业场地大多在沟谷边缘，虽然均位于最高洪水位之上，但应保持泄洪通道通畅，防止沟谷洪水对矿井造成危害。b、矸石和炉渣等固体废物不得弃于河中，以免淤积河床，造成行洪不畅。c、在雨季前组织有关人员踏勘井田是否有采空塌陷裂隙、塌陷洞，及时用黄土、粘土、碎石填封，并高出地表。②、井下防治水a、必须按矿井设计留设矿界和采区边界煤柱。b、坚持“预测预报，有疑必探，先探后掘，先治后采”的方针，对可疑地段进行探放水。c、发现透水预兆必须停止作业，采取措施，并向调度室报告。d、经常清挖井下水仓，保证水仓有足够的容量。e、配备足够的排水设施，并确保能正常使用。(2)管理措施平时加强防汛宣传，建立探放水管理制度；做好防水计划；成立“雨季”三防指挥部，组织雨季前“三防”大检查；加强职工培训，保证安全生产。(3)物质措施拨出专项资金，专款专用，保证防治水物资供应。4、矿井水文地质类型根据“矿井水文地质类型划分原则”，对矿井水文地质类型进行划分。（一）受采掘破坏或影响的含水层及水体井田内奥灰岩溶水的水位标高为819-822m。井田内10号煤层中部煤层底板最低标高755m位于奥灰水位之下，局部为带压开采煤层。10号煤层底板与奥陶系灰岩之间的隔水层厚度为80mm。根据《煤矿防治水规定》通过突水系数计算公式Ts=P/M，计算井田内10号煤层最低点的突水系数为0.018MPa/m。井田内10号煤层最低点突水系数小于正常块段内临界值突水系数0.10MPa/m，也小于构造破坏临界值突水系数0.06MPa/m。煤层开采相对比较安全，奥灰岩溶水的水患的防治相对较为容易。井田内受开采煤层采掘破坏或影响的含水层主要为上覆岩层含水层水、地表基岩风化带裂隙水。石炭系上统太原组砂岩裂隙夹碳酸盐岩岩溶裂隙含水层，单位涌水量仅为0.013L/s.m，渗透系数9.55m/d。属富水性弱。山西组砂岩裂隙含水层；单位涌水量0.00012L/s.m，渗透系数0.0012m/d。属富水性弱。石盒子组砂岩裂隙含水层：单位涌水量0.0025L/s.m，渗透系数0.0033m/d。属弱富水含水层。第三、四系砂砾孔隙含水层；当地民用井最大涌水量30m3/d，富水性较弱。综上所述，其均为弱富水性的含水层。按照《煤矿防治水规定》第一分类依据，其q≤0.1L/s.m,本分项矿井水文地质类型为简单类型。（二）矿井及周边老空水分布状况山西吕梁离石区担炭沟煤业有限公司井田西南部为石州煤业有限公司，南部为山西吕梁离石金晖荣泰煤业有限公司，北与山西吕梁离石西山晋邦德煤业有限公司相邻。经调查本井田北部向斜轴部采空区积水面积预计为11200m2，积水量为0.9万m3。井田南部向斜轴部采空区积水面积预计为17600m2，积水量为1.1万m3。相邻石州煤业有限公司井田南部矿界处存在古空区，其积水面积预测为22800m2，积水量1.2万m3。井田内及周边4号煤层开采年限较长，目前在井田内已形成了较大面积的采空区，采空区局部低洼处积存有一定量采空区积水，随着时间推移，采空区绘积水量还会增加。矿井及相邻矿井采空区积水对本矿井煤层开采存在一定的影响，但采空区积水位置、范围、积水量清楚。根据划分依据可确定本分项为矿井水文地质类型划分为中等。（三）矿井涌水量矿井涌水量不大，据矿方提供的资料，矿井正常涌水量288m3/d左右，最大涌水量432m3/d，含水系数0.453m3/t，主要来源为顶板裂隙水和井筒渗水。预计矿井达产时矿井预算正常涌水量为1664m3/d（69.3m3/h）。最大涌水量2054m3/d（85.58m3/h）按照《煤矿防治水规定》Q1＜180m3/h，Q2＜300m3/h，可确定本分项矿井水文地质类型划分为简单。（四）突水量井田内煤层开采从未突水，本分项矿井水文地质类型划分为简单。（五）开采受水害影响程度：井田内煤层开采受水害威胁的主要水源为采空区积水。而采空区积水的主要水源来自开采煤层上覆含水岩组及大气降水，雨季沟谷河流渗水。矿井采空区积水，对今后井田煤层的采掘工程存有一定的影响。不排除发生水害事故的可能性，但现有采空区分部范围集中，区内积水量、积水范围清楚，威胁性较小，只要加强管理，严格执行《煤矿防治水规定》进行防治水，可以避免水害事故的发生。井田内岩溶水的水位标高819-822m。井田内4号煤层底板标高均在奥灰水位之上，不受奥灰水威胁，井田中部10号煤层底板最低标高755m位于奥灰水位之下，局部为带压开采煤层。10号煤层底板与奥陶系灰岩之间的隔水层厚度为80mm。根据《煤矿防治水规定》通过突水系数计算公式Ts=P/M，计算井田内10号煤层最低点的突水系数为0.018MPa/m。井田内10号煤层最低点突水系数小于正常块段内临界值突水系数0.10MPa/m，也小于构造破坏临界值突水系统数0.060MPa/m，.煤层开采相对较安全，水患的防治也相对较为容易。根据《煤矿防治水规定》，可确定本分项矿井水文地质类型划分为中等。（六）防治水工作难易程度本井田内无地表流水，水沟谷发育，井田和工业场地设在沟谷边缘上，高于历史最高洪水位，只要加强“雨季”三防工作，该矿井地面防治水工作相对易于进行。井田内及相邻矿井4号煤层存在较大面积的采空区，4号煤层采（古）空区现已查明的积水约3.2万m3。随着时间的推移，采空区积水还会继续增加。但只要加强防治水工作，严格遵守“预测预报、有掘必探、先探后掘、先治后采”探放水方针等。本矿井采空区防治水工作相对易于进行。井田内奥灰岩溶水的水位标高为819—822m。井田内4号煤层底板标高均在奥灰水位之上，不受奥灰水威胁。井田中部10号煤层底板最低标高755m位于奥灰水位之下，局部为带压开采煤层。10号煤层底板与奥陶系灰岩之间的隔水层厚度为80mm。根据《煤矿防治水规定》通过突水系数计算公式Ts=P/M，计算井田内10号煤层最低点的突水系数为0.018MPa/m。也小于构造破坏临界值突水系数0.06MPa/m。煤层开采的相对较安全，奥灰岩溶水的水患防治工作也相对较为容易。根据《煤矿防治水规定》可确定本分项矿井水文地质类型划分为中单。（七）矿井水文地质类型的划分结果综合上述各分项矿井水文地质类型划分结果，根据《煤矿防治水规定》按分类依据就搞不低的原则，确定山西吕梁离石区担炭沟煤业有限公司矿井水文地质类型划分为中等。5、矿井涌水量预算该矿现采4号煤层，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：Kp=Qo/PoQ=Kp×P式中：Kp含水系数（m3/t）Qo—矿井涌水量（m3/d）Po—日均产量（t/d）Q矿井预算涌水量（m3/d）P设计生产能力（t/d）矿井整合改造后开采4号煤层，设计能力90万t/a，平均日产2727t/d。据本矿各参加整合矿井涌水统计：原担炭沟煤矿生产能力21万t/a，正常涌水量288m3/d左右，最大涌水量432m3/d，正常含水系数0.453m3/t，最大含水系数0.679m3/t；原石州煤矿生产能力15万t/a，正常涌水量240m3/d左右，最大涌水量360m3/d，正常含水系数0.527m3/t，最大含水系数0.791m3/t；井田北部的原燕沟煤业有限公司生产能力21万t/a，矿井正常涌水量460m3/d，最大涌水量650m3/d，正常含水系数井田内10号煤层目前矿井尚未揭露，根据井田南部相邻的原山西离石南沟煤业有限公司和原山西吕梁万峰荣泰煤业有限公司开采10号煤层，根据该两个矿井的涌水量预算本矿井涌水量如下：原山西离石南沟煤业有限公司批采10号煤层，现采10号煤层，生产能力15万t/a，矿井正常涌水量350m3/d，最大涌水量430m3/d。采用上述方法计算正常含水系数0.7802m3/t，最大含水系数原山西吕梁万峰荣泰煤业有限公司批采4、6、10号煤层，现采10号煤层，生产能力30万t/a，矿井正常涌水量400m3/d，最大涌水量510m3/d。采用上述方法计算正常含水系数0.4400m3/t，最大含水系数根据上述计算结果平均正常含水系数0.6101m3/t，最大含水系数0.7531m结合本矿实际情况，前期主、辅助水平同时开采时，主水平10号煤层生产能力60万t/a，辅助水平4号煤层生产能力30万t/a，则辅助水平正常涌水量：Q正常=909×0.568=516m3辅助水平最大涌水量：Q最大=909×0.831=755m3主水平正常涌水量：Q正常=1818×0.6101=1109m3主水平最大涌水量：Q最大=1818×0.7531=1369m3矿井正常涌水量：Q正常=1625m3矿井最大涌水量：Q最大=2124m32、直接冲水水源本矿批采的4号煤层，直接充水含水层为山西组砂岩裂隙含水层，由井筒进水和顶板裂隙渗水组成，山西组、石盒子组砂岩裂隙含水层为肉含水层。因此，矿井涌水不大。10号煤层直接冲水含水层为太原组石灰岩岩溶裂隙含水层，中部富水性弱，东、西部富水性中等；下不奥陶系灰岩水层富水性在东、西部富水性强，中部富水性弱，本井田4号煤层均在奥灰水位之上，10号煤层的东、西部大部分位于奥灰水位之上；10号煤层中部局部位于奥灰水位之下为带压开采煤层。按照《煤层防治水规定》（国家安全生产监督管理局令28号），采用下列公式计算：T=P/M其中：T——突出水系，Map/m；P——底板隔水层承受的水头压力MPa；M——底板隔水层厚度m；奥灰水位标高820m、10号煤层底板最低标高55m，隔水层厚度80m，水头压力 P=（820—755+80）×0.0098=1.421MPa,，突出系数Ts=P/M1.421/80=0.018Map/m。根据经验：具有构造破坏的地段，安全突水系数为0.006Map/m，无构造破坏的地段，安全突水系数为0.1Map/m，本井田为有构造破坏地段，突水系数小于临界突水系数0.06Map/m，故奥陶系灰岩岩溶水对本井田突水的可能性小。6、间接充水水源1)大气降水：大气降水为区内主要间接充水水源。矿区位于北东～南西走向的分水岭地带，含煤地段部分裸露，直接接受大气降水补给，其充水强度与季节和降水强度、持续时间有密切关系。因此，未来矿井应加强雨季的疏排水工作。2)地表水：井田内无大的河流，但沟谷发育，属巴沟自向动横穿井田，属巴沟两侧树枝状发育小的沟谷，这些沟谷旱季无水，雨季汇集洪水向东流入北川河。3)、间接充水含水层泥岩及泥灰岩等具隔水作用，但岩石裂隙较发育，灰岩中局部尚有岩溶管道，对矿井充水有一定的补给作用。7、矿井水文地质类型据矿方提供的资料，矿井正常涌水量288m3/d左右，最大涌水量432m3/d，含水系数综前所述，井田4号煤层直接充水含水层（山西组砂岩裂隙含水层）富水性均弱，4号煤层采（古）空区局部有积水（见充水性图），井田内开采4号煤层局部受地表水影响；10号煤层直接充水含水层（太原组岩溶裂隙含水层）井田中部富水性均弱，补给条件差；10号煤层直接充水含水层（太原组岩溶裂隙含水层）井田东、西部富水性中等。奥陶系灰岩岩溶裂隙含水层在井田东、西部富水性强，但其水位低于煤层，中部水位高于煤层，但富水性弱。经计算开采10号煤层的导水裂隙带高度可达4号煤层，4号煤层的采（古）空区积水对开采10号煤层构成了一定的威胁。根据国家安全生产监督管理总局、国家煤矿安全监察局2009年9月21日颁发的《煤矿防治水规定》井田水文地质条件为中等类型。（四）矿井排水排水井井口标高:+1051m井底水泵标高：+836m井下水处理站与井口高差10m排水高度：225m矿井10号煤层预算正常涌水量：Q正常=2727×0.6101＝1664m3/d最大涌水量：Q最大=2727×0.7531＝2054m3/d选用3台MD155-30×10型水泵，正常涌水时1台工作，1台备用，1台检修；最大涌水时1台工作，1台备用，1台检修。该泵额定流量为155m3/h,额定扬程为300m，额定效率77%。（五）、矿井水文安全条件评价1、对矿井开采受水害影响程度的评价 山西吕梁离石区担炭沟煤业有限公司井下出水源主要为4号煤层采空区积水，煤层上覆含水层水及地表浅层水。矿井现开采4号煤层，矿井涌水量不大，矿井正常涌水量288m3/d左右，最大涌水量432m3/d，矿井涌水量主要受季节性降雨量影响，变化较大。井田内岩溶水的水位标高819—822m。10号煤层中不煤层底板最低标高755m位于奥灰水位之下，局部为带压开采煤层。10号煤层底板与奥陶系灰岩之间的隔水层厚度为80mm。根据《煤矿防治水规定》通过突水系数计算公式Ts=P/M,计算井田内10号煤层最低点的突水系数为0.018Mpa/m。井田内10号煤层最低点突水系数小于正常块段内临界值突水系数0.018Mpa/m，也小于构造破坏临界值突水系数0.06Mpa/m。煤层开采相对较安全。但不能排除因导水断裂构造发生水害事故的可能，此区域煤层开采时应加强水害事故的预防工作。根据井下水文地质调查，由于该矿开采时间较长，4号煤层在井田内已形成了较大面积的采空区，在采空区低洼积存有一定量各采空区积水，预计在井田南部及西部4号煤层古空区有积水2万m3，随着时间推移，采空区会积水量还会增加。相邻周边矿井4号煤层存在大面积的采（古）空区，并且局部存有积水。原石州煤业有限公司井田南部矿界处存在古空区，积水面积预测为22800m2，积水量1.2万m3。其他周边矿井4号煤层存在大面积的采（古）空区，并且局部存有积水，采空区积水多集中在靠近向斜轴部的采空区内低洼处。10号煤层因开采年限较短，采空区积水相对不大。采空区积水是矿井主要水害之一，也是矿井防治水工作的重点和难点。随着开采面积的扩大，各采空区积水也不断的再增加，所以必须加强采空区及邻近矿井采空区及老窑水的防范措施，加强矿井探放水工作，以防范水害事故的发生。2、对矿井防治水工作难易程度的评价本井田内无地表河流。小沟谷发育，井口和工业场地设在沟谷边缘上，高于历史最高洪水位，只要加强“雨季三防”工作，该矿井地面防治水工作相对易于进行。井田内及相邻矿井4号煤层存在较大面积的采空区，4号煤层采空区现已查明的积水约3.2万m3。随着时间推移，采空区积水还会继续增加。采空区积水将是矿井主要水害之一，也是矿井防治水工作的重点和难点。预防采空区水害事故发生的有效手段应做到以下三点。（1）严格遵守“预测预报、有掘必探、先探后掘、先治后采”探放水方针。（2）树立防水意识，重视防水工作，对职工进行有关水害知识的教育和有关出水征兆的识别。加强对矿井涌水量和地表塌陷区的观测，及时掌握有关涌水量的变化情况，对突然增大的涌水量，要查明水源及水量变化情况，分析其原因，采取有效措施，制止水害事故发生。（3）必须及时了解矿井及相邻矿井开采情况，掌握其采空范围、涌（积）水情况、采空区积水范围，并且及时把相关资料填充到水文地质图上，防止相邻矿井越界开采，造成巷道相互贯通。加强探放水工作，预防采空区、古空区积水涌入矿井，造成涌（突）水事故的发生。只要做到上述三点，本矿井采空区防治水工作相对易于进行。井田内奥灰岩溶水的水位标高为819—822m。井田内10号煤层中部煤层底板最低标高755m位于奥灰水位之下，局部为带压开采煤层。10号煤层底板与奥灰系岩之间的隔水层厚度为80mm。根据《煤矿防治水规定》通过突水系数计算公式Ts=P/M,计算井田内10号煤层最低点的突水系数为0.018Mpa/m。井田内10号煤层最低点突水系数小于正常块段内临界值突水系数0.010Mpa/m，也小于构造破坏临界值突水系数0.06Mpa/m。煤层开采相对较安全，奥灰岩溶水的水患防治工作也相对较为容易。第二章矿井水害调查报告一、调查时间：二0一一年九月二日二、参加调查人员：张萍郝权张青生李卫明赵恒贵任慧君三、调查路线：工业广场→袁家岭村→缩缩岭村→赵家焉村→张家墕村→炭窑里煤矿→燕沟煤矿→南沟煤矿→回到矿四、调查方式对相邻及关闭矿井的封闭情况，井口位置、方向、深度及井下巷道和方向等进行询问、调查，走访了解记录；并对周边煤矿采空区（老井老巷道）相对应地面进行踏查。五、调查情况（一）周边矿井情况井田南为山西吕梁离石金晖荣泰煤业有限公司，北与山西吕梁离石西山晋邦德煤业有限公司相邻。1、山西吕梁离石金晖荣泰煤业有限公司本次由原山西离石南沟煤业有限公司和原山西吕梁万峰荣泰煤业有限公司整合重组而成（晋煤重组办【2009】25号文批准）。整合重组后批采4、6、10号煤层，设计生产能力90万t/a。原山西离石南沟煤业有限公司位于井田东南，批采10号煤层，设计生产能力15万t/a，为基建矿井，现在只开凿了一对立井筒，均已见10号煤层，并掘进了部分大巷。2008年瓦斯等级鉴定结果为低瓦斯矿井，瓦斯绝对涌出量0.28m3/min；二氧化碳绝对涌出量0.31m3/min。据调查与本矿之间没有越界开采现象。矿井正常涌水量350m3/d,最大涌水量430m3/d。原山西吕梁万峰荣泰煤业有限公司位于本井田南，批采4、6、10号煤层，设计生产能力30万t/a。4号煤层已基本采空，现正在开拓10号煤层，采用立井开拓，已见煤，并掘进了部分大巷。据调查与本矿之间没有越界开采现象。矿井正常通水量400m3/d，最大涌水量510m3/d。2、山西吕梁离石西山晋邦德煤业有限公司本次由原山西离石西山晋邦德煤业有限公司、原山西吕梁西蜀巴燕沟煤业有限公司和原山西吕梁锦顺煤业有限公司整合重组而成（晋煤重组办【2009】25号文批准）。整合重组后批采4、10号煤层，设计生产能力120万t/a。山西吕梁西蜀巴原燕沟煤业有限公司位于井田北部，批采4号煤层，井田面积3.795km2。现采4号煤层，设计生产能力21万t/a，采用立井斜井综合开拓，皮带提升，走向长壁炮采，皮带运输，金属支柱支护。2008年瓦斯等级鉴定结果为低瓦斯矿井，瓦斯绝对涌出量0.65m3/min，相对涌出量1.67m3/t；二氧化碳绝对涌出量0.70m3/min，相对涌出量1.,80m3/t。据调查与本矿之间没有越界开采现象。矿井正常涌水量460m3/d,最大涌水量650m3/d。原山西离石晋邦德煤业有限公司位于本井田西北部，批采4、10号煤层，设计生产能力30万t/a，采用立井斜井联合开拓，箕斗提升，走向长壁炮采，皮带运输，金属支柱支护。据调查与本井田相邻区域尚未开采。矿井正常涌水量420m3/d,最大涌水量550m3/d。山西吕梁锦顺煤业有限公司位于本井田北部（原山西离石晋邦德煤矿有限责任公司以北），批采4号煤层，井田面积2.9014km2。开采4号煤层，生产能力9万t/a，采用立井斜井联合开拓，走向长壁炮采。据调查锦顺煤业有限公司与本井田之间有原山西离石晋邦德煤矿有限责任公司相隔，锦顺煤业有限公司与本矿之间没有越界开采现象。（二）地表水系调查：井田内无大的河流，但沟谷发育，属巴沟自西向东横穿井田，属巴沟两侧树枝状发育小得沟谷，这些沟谷旱季无水，雨季汇集洪水向东流入北川河，与东川河、南川河分别在离石区和交口镇汇集成三川河向西流入黄河，属黄河流域山川河水系。（三）老空积水情况：根据矿井与相邻矿井的水文地质调查资料，井田及周边4号煤层存在大面积的采（古）空区，并且局部存有积水，采空区积水多集中在靠近向斜轴的采空区内低洼处。10号煤层因开采年限较短，采空区积水相对不大。采空区积水将是矿井生产的主要水害之一。所以在煤层开采过程中一定要做到有掘必探，防止采空积水等对煤矿开采影响。(四）地面塌陷情况：通过对上述周边矿井开采位置采空区相对应地表进行踏查，未发现有裂缝和塌陷，但发现个别地方土壤明显疏松，雨季时要注意可能出现导水现象。六、矿井水患分析1、水患类型造成矿井水害的水源有大气降水、地表水、地下水和老空水。其中地下水按其储水空隙特征又分为孔隙水、裂隙水和岩溶水等。本矿属水文地质条件中等的矿床，矿井水害类型主要有采空区积水、大气降水、地下水、地表水。2、突水水源突水水源主要为采空区积水，小窑水、地表水、裂隙水、断层水。3、矿井水害威胁程度分析根据以上可见，本矿属水文地质条件中等，矿井受采空区（老窑）积水威胁较大，存在老窑突水危险，也存在地表水、滑坡或暴雨时，雨水通过地表裂缝或井筒溃入井下的可能。七、目前矿井需防范的水患1、矿井主井、副井和风井井口均高于当地的最高洪水位标高，无洪水溃入井下的水患，但在雨季强降雨时，必须注意井口后背山坡集水灌入井下，要在雨季前清挖好泄水沟。2、大气降水：大气降水主要通过顶板所存在的裂隙向巷道和采空区内渗漏，其直接充水强度和降水的强度及持续时间有密切关系。雨季时，大气降水会形成山洪水通过地面连通的线部开采的老窑老空，塌陷或崩塌的井口（井筒）直接溃入其井下，对矿井构成威胁，必须保持警惕，值班人员在降大雨或大暴雨时，必须通知井下人员撤到地面，并注意巡查小鹿塘河，防止小鹿塘河灌入安桂良老井渗透到井下。3、采空区积水井田主要水害是古空区和采空区积水，预计在4号煤层南部古空区有积水1.2万m3，采空区有积水2.0万m3。该矿现开采4号煤层，根据《三下采煤规程》冒裂带最大高度计算，4号煤层冒落带高度4.02—8.42m，导水裂隙带最大高度32.80—36.98m，4号煤层开采后，在井田东部及西部产生的裂隙波及到地表，使大气降水、地表水沿裂缝导入井下，造成水害。10号煤层冒落带高度9.96—14.96m，导水裂隙带最大高度48.30—65.32m。4、10号煤层间距为55.25—73.36m，平均61.22m。10号煤层导水裂隙带最大高度大于4、10号煤层间距，因此，10号煤层开采后，如果4号煤层采空区积水如不及时探放，可能会随之而下，形成灾害。4、含水层水：矿井的开拓开采在遇到断层带、岩溶裂隙溶蚀破碎带和溶洞塌陷区等时，除其本身含有一定的涌水外，极有可能与采空区积水有导水通道，揭露时形成一定的突水，甚至引发透水，应高底重视。第三章矿井防治水措施一、矿井开拓开采所采取的安全保证措施1)必须密切观察矿井内的淋水、涌水情况，必须坚持“预测预报、有掘必探，先探后掘、先治后采”的原则，同时必须坚持“有疑必停”的原则。2)定期收集、调查和核对相邻煤矿和废弃的老窑情况，并在井上、下对照图及采掘工程图上标出其位置、开采范围、积水情况、探水红线等。3)针对主要含水层(段)建立地下水动态观测系统，进行地下水动态观测、水害预报，并制定相应的“探、防、堵、截、排”综合防治措施。4)井巷在掘进过程中必须先探后掘，掌握前方水文情况，若发现有水患时，应及时采取措施，待确认安全后才向前掘进，并将出水点位置标于井上下对照图及采掘工程图上。井巷揭露的主要出水点或地段，必须进行水温、水量、水质等地下水动态和松散含水层涌水含砂量综合观测和分析，防止滞后突水。5)采掘工作面或其他地点发现有挂红、挂汗、空气变冷、出现雾气、水叫、顶板淋水加大、顶板来压、底板鼓起或产生裂隙出现渗水、水色发浑、有臭味等突出预兆时，必须停止作业，采取措施，立即报告矿调度室，发出警报，撤出所有受水威胁地点的人员。6)井下和地面排水设施保证完好，所设沉淀池、水沟要及时进行清理，每年雨季前必须清理一次。每年雨季前对矿井防治水工作进行一次全面检查，成立防洪抢险队伍，并储备足够的防洪抢险物资。7)对于巷道破碎和淋水段特别加强支护，并采取导水等措施以免淋水直接淋至电缆上腐蚀电缆，巷道排水沟按规定设置并及时清理，巷道要保证排水坡度，对于巷道局部地段低洼集水段要设潜水泵或泥浆泵及时排水。8)以后掘进的开拓、准备巷道应根据井下地层情况选择稳定、淋水小的岩层，尽量避免穿过断层等构造带。9）要加强水文地质预测预报工作，提前预测和查清采掘工作面前方“断层、裂隙、陷落柱等构造导水性”的基本情况，以便提前采取针对性的防治水措施。二、防治水煤（岩）柱的留设（一）防水煤（岩）柱的种类由于井田煤层有较好的隔水层，各含水层之间的垂直水力联系通道不畅通，含水层的裂隙发育情况以及含水层的水力补给情况不明显，主要水患来自周边老窑采空积水，因此防水煤（岩）柱的留设尤为重要，根据该矿的实际情况，设计需要留设的防水煤（岩）柱主要有以下几种：1、断层两侧或四周留设防水煤（岩）柱；2、煤层露头防水煤（岩）柱；3、采空区防水煤（岩）柱；4、井田边界防水煤（岩）柱；5、井筒、大巷、下山等主要巷道防隔水煤（岩）柱6、地面水体、建筑物保护煤柱。（二）防水煤（岩）柱的留设原则：1、在有突水威胁但又不宜疏放或注浆堵水（疏放或注浆很不经济时）的地区采掘时，必须留设防水煤（岩）柱。2、防水煤柱一般不能再利用，故要在安全可靠的基础上把煤柱的宽度或高度降低到最低限度，以提高资源利用率。为了多采煤炭，充分利用资源，也可以用采后充填，疏水降压、改造含水层（充填岩溶裂隙）等方法，消除突水威胁，创造少留煤柱的条件。3、留设防水煤（岩）柱必须与矿井的地质构造、水文地质条件、煤层赋存条件、围岩的物理力学特性、煤层的组合结构方式等自然因素密切结合，还要与采煤方法、开采强度、支护方式等人为因素相适应。4、一个井田或一个水文地质单元的防水煤（岩）柱应该在它的总体开采设计中确定。即开采方式和井巷布局必须与各种煤柱的留设相适应，否则会给以后煤柱的留设造成极大的困难，甚至无法留设。5、在多煤层块段，各煤层的防水煤（岩）柱必须统一考虑确定，以免某一煤层的开采破坏另一煤层的煤（岩）柱，致使整个防水煤（岩）柱失效。6、在同一地点有两种或两种以上留设煤（岩）柱的条件时，所留设的煤（岩）柱必须满足各留设煤（岩）柱的条件。7、对防水煤（岩）柱的维护要特别严格，因为煤（岩）柱任何一处被破坏，必将造成整个煤（岩）柱无效。防水煤（岩）柱一经留设即不得破坏，巷道必须穿过煤柱时，必须采取加固巷道、修建防水闸门和其它防水措施，保护煤（岩）柱的完整性。8、留设防水煤在（岩）柱需要的数据必须在本地区取得。邻区或外地的数据只能参考，如果需要采用，应适当加大安全系数。9、防水岩柱中必须有一定厚度的粘土质隔水层或裂隙不发育、含水层极弱的岩层，否则防水岩柱将无隔水作用。（三）防水煤（岩）柱的留设1、断层防水煤（岩）柱的留设断层破坏了岩层的完整性，常常成为含水层间的联系通道。断层的某一区段是否导水、导水性强弱等情况取决于断层两侧岩层的接触关系、含水层的水压以及采矿活动对断层的重复破坏作用。（1）含水或导水断层防隔水煤柱的留设煤层直接和富含水层、导水断层接触，顶底板无突水可能，即煤柱主要是顺层受压时，可参照下述公式计算煤柱宽度：L＝0.5KM式中：L——顺层防水煤柱宽度（m）；M——煤厚或采高，M16号煤层的平均厚度分别为1.45m；KP——煤的抗张强度（kgf/cm2），KP取8kgf/cm2；P——水头压力（kgf/cm2），P＝50kgf/cm2；K——安全系数，一般取2～5，本设计取3。M16号煤层开采时L＝0.5×5×1.45×＝15.70（m）根据上述计算，并结合实际情况，含水或导水断层两侧M16煤层两侧各留设20m防水煤柱。2、井田边界煤（岩）柱的留设井田边界煤柱可参照下述公式计算煤柱宽度：L＝0.5KM式中：L——顺层防水煤柱宽度（m）；M——煤厚或采高，M16号煤层的平均厚度分别为1.45m；KP——煤的抗张强度（kgf/cm2），KP取8kgf/cm2；P——水头压力（kgf/cm2），P＝50kgf/cm2；K——安全系数，一般取2～5，本设计取3。M16号煤层开采时L＝0.5×3×1.45×＝9.42（m）根据上述计算，并结合实际情况，井田边界煤柱留设20m防水煤柱。3、煤层露头防水煤（岩）柱H防=H裂+ H保≮20m式中：H防防水煤（岩）柱高度（m）H裂垂直煤层的导水裂隙带最大高度（m）；H保保护层厚度（m）；M16煤层露头防隔水煤柱为：H=（100×1.45）/10.3+3.5+2=19.58m根据上述计算，并结合实际情况，M16煤层煤层露头防隔水煤柱为30m。4、采空区防水煤（岩）柱；①在采空区或老空积水区下开采时，巷道与水体之间的最小距离不得小于巷道高度的10倍，经计算为：10×2.2=22m。（巷道最大高度为2.2m②采空区或老空积水区下同一煤层中进行开采时，若采空区或老空积水区的界线已基本查明，隔水煤柱的尺寸应按含水或导水断层防隔水煤柱的留设要求留设。故采空区防水煤（岩）柱按22m留设，计算详见断层防水煤（岩）柱的留设。③在采空区或老窑积水区下的煤层进行回采时，防水煤（岩）柱的尺寸不得小于导水裂隙带最大高度与保护带厚度之和。故采空区防水煤（岩）柱按30m留设，计算详见煤层露头防水煤（岩）柱。根据上述计算，并结合实际情况，采空区边界留设35m的防水煤（岩）柱。5、井筒隔水煤柱