鄂尔多斯市中北煤化工有限公司色连二号煤矿可行性研究报告说明书2010

鄂尔多斯市中北煤化工有限公司色连二号煤矿可行性研究报告鄂尔多斯市中北煤化工有限公司色连二号煤矿可行性研究报告中煤国际工程集团沈阳设计研究院2006年6月附录1:设计委托书；附录3:鄂尔多斯电业局客户服务中心“鄂电客服【2006】3号”《关于对鄂尔多斯市中北煤化工有限公司色连煤矿项目意向性供电方案的答复》;附录4:鄂尔多斯市东胜区水利局“东水发【2006】13号”《鄂尔多斯市中北煤化工有限公司色连二号煤矿项目供水的函》;附图目录(一)项目背景1、项目名称、隶属关系及所在位置本项目名称为色连二号煤矿，由鄂尔多斯市中北煤化工有限公司(简称“公司”,下同)承办。色连二号煤矿位于内蒙古自治区鄂尔多斯市东胜区罕台镇境内，行政区划隶属鄂尔多斯市东胜区罕台镇管辖。2、承办单位概况中北煤化工有限公司位于内蒙古自治区鄂尔多斯市东胜区康巴什新区，成立于2005年10月10日，注册资金人民币1000万元。公司由内蒙古伊化化学有限公司、内蒙古博源投资集团有限公司和远兴天然碱股份有限公司三方按投资比例85%:5%:10%共同发起设立。公司主要致力于煤炭的生产、销售，以及以煤为原料深加工转化的煤化工产品的生产、销售。其中，作为投资比例占85%的内蒙古伊化化学有限公司(简称伊化集团),是集天然碱、天然气化工和精细化学品生产、销售的现代企业集团。截止2004年末，伊化总资产36亿元，公司现有员工5500名，其中各类专业技术人员1000人；拥有国家级技术中心一个，并已取得50多项科技成果，其中17项成果获奖。当前，伊化集团正按照既定的战略目标，以大力发展循环经济理念为指导，沿着无机化工和有机化工两条产业线稳步推进，以天然气化工产业建设为龙头，打造三大强势产业，构筑三大基地。全面开展工作，呈现出健康强劲的发展势头。3、可行性研究报告编制依据(1)内蒙古自治区煤田地质局117勘探队编制的《内蒙古自治区东胜煤田万(2)中华人民共和国国土资源部矿产资源储量评审中心国土资矿评储字[2005]79号《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》矿产资源储量评审意见书；(3)中华人民共和国国土资源部国土资储备字[2005]233号关于《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》矿产资源储量评审备案证(4)鄂尔多斯市中北煤化工有限公司关于色连二井可研报告的“委托书”;(7)煤炭工业建设项目《可行性研究报告编制内容(试行)》;(8)有关的设计规范、规程及标准等。4、项目提出的理由和过程鄂尔多斯市中北煤化工有限公司为了加快企业发展步伐，乘“西部大开发”的良机，充分利用当地丰富的煤炭资源，以缓解当前煤炭市场供应紧张的局面，进一步带动地方经济的发展，公司拟建色连二号煤矿。中北煤化工有限公司已取得了内蒙古东胜煤田万利矿区色连二号井田的探矿权，并已完成了井田勘探(精查)工作，取得了国土资源部矿产资源储量评价备案(国土资储备字[2005]233号)。2005年受业主的委托，我院负责编制《鄂尔多斯市中北煤化工有限公司色(二)项目概况鄂尔多斯市东胜区罕台镇管辖。井田南北长约8.27km,东西宽约4.64km,面积38.37km2。本矿井共有10个可采煤层，平均总厚度为16.3m,煤层倾角0～3°左右，各煤层平均厚度为1.24～2.74m,共获得总地质量为592.86Mt,其中包括精查区地质量125.93Mt。井田内煤为中水分、低灰～低中灰分、特低～低硫，2、报告编制的指导思想3、建设规模及主要技术特征矿井设计生产能力为300万t/a,服务年限76.9a。井田开拓方式采用斜立混合开拓方式，将工业场地设在罕台川的西侧，其主斜井井口东距罕台川洪水位线约250m,南距G109国道约1570m。工业场地内布置主、副井二条斜井井筒，主斜井倾角16°,由南向北开掘，地表标高+1426m,斜长1110m。一水平标高为+1153m,铺设1.2m带式输送机；副斜井倾角20°,亦由南向北开掘，地表标高+1426m,斜长940m,一水平井底落平点标高+1153m,二水平井底落平点标高+1105m;初期在井田中部5勘探线附近开凿一条回风立井，净直径5.5m,地表标高+1460m,一水平标高1175m,为专用回风井，安设2台BDK62(B)-12-Na36对旋轴流式风机，担负全井田回风，兼作安全出口，后期在井田的东南部开凿一条回风立井。全井田设三个开采水平，一水平开采2-2上、2-2中和3-1煤层，在井田中央沿2-2上煤层布置回风大巷，沿2-2中煤层布置带式输送机大巷和辅助运输大巷；二水平开采3-1下、4-1上和4-1煤层，在井田中央沿4-1煤层布置回风大巷、带式输送机大巷和辅助运输大巷；三水平开采5、6煤组，主斜井和副斜井在掘至大巷位置转向与大巷平行方向，沿大巷方向开凿主暗斜井和副暗斜井，其倾角与原有的井筒倾角一致；在井田中央沿5-1上煤层布置回风大巷，沿6-1上煤层布置辅助运输大巷，沿6-2中煤层布置带式输送机大巷(井田北半部因零星可采而布置于6-1上煤层中)。三个水平大巷在平面上重合。矿井初期在2-2上和2-2中煤层中分别布置一个刨煤机综采工作面和一个普通综机工作面，井上、下煤炭全部采用带式输送机连续化运输，辅助运输采用无极绳连续牵引车1.5t固定矿车，达到300万t/a设计生产能力。矿井投产时井巷工程量为21711m/321978m3。4、项目总投资及效益情况矿井建设总投资87328.08万元，其中：矿井工程投资78668.45万元、矿井选煤厂工程投资8659.63万元。本项目达产后年销售收入54000万元，年上缴税金5801万元，计算期内年平均利润总额18526万元，财务内部收益率为21.44%,贷款偿还期7.40a,经济效益非常好。5、主要技术经济指标(1)矿井设计生产能力：300万t/a;(2)矿井服务年限：76.9a;(4)水平数目：3个；(5)主井提升设备：1.2m带式输送机；(12)回采工作面个数：2个(普通综采和刨煤机综采);(13)掘进工作面个数：4个(3综1普);(18)矿井在籍员工总人数：401/59人(矿井/选煤厂);(19)矿井全员效率：23.25/159.49(矿井/选煤厂);(21)原煤生产成本：91.35/6.91(矿井/选煤厂);(23)建设工期：30个月(含准备期4个月)。(三)问题及建议1、本设计依据详查地质报告编制，其中有部分精查区。该地质报告初步查明了区内的煤层层数、层位、结构及煤层的可采范围，查明了勘探区内的主要构造形态，初步查明了勘探区内的岩浆侵入的情况，可满足编制矿井可行性研究报告的要求。一水平的2-2上煤层无探明储量和控制储量；2-2中煤层无探明储量，控制储量约为3.61Mt,只占该层总储量的6%。建议建设单位及有关部门加快本区的下步勘探工作，以便为矿井的建设和开发提供可靠的资源条件。2、可采煤层顶底板岩石稳固性差，工程力学强度低，且易发生局部冒落及掉块现象，设计考虑主要采取锚网喷支护方式，建议生产期间加强观测和分析，选择最佳的支护方式，确保安全生产；3、本井田范围内存在许多散居的村落由于其分布比较零散，设计按搬迁考虑，建议业主根据开采接续安排，做好村庄等地面建(构)筑物的搬迁工作；4、由于本地区水资源匮乏，在初步设计前应尽快落实具体的水源地。二、矿井建设条件1、地理概况(1)位置与交通色连二号井田位于内蒙古自治区鄂尔多斯市东胜区罕台镇境内，行政区划属鄂尔多斯市东胜区罕台镇管辖。色连二井位于鄂尔多斯市东胜区罕台镇以西，其井田范围由4个拐点连线圈定。井田南北长约8.27km,东西宽约4.64km,面积38.27km2。G109国道从井田南部东西向穿过，经G109国道至东胜区约13km,东胜区是井田对外交通的枢纽，由G109国道、包神铁路、G210国道和S213省道构成四通八达的交通网络。(2)地形、地貌及水系井田位于鄂尔多斯高原北部。海拔高程一般在1440～1480m之间，南高北低，最高点位于井田南部，高程为1512.2m,最低点位于井田东北部，高程为1391m,最大高程差为121m,一般相对高程差40m左右，由于受新生代地质应力的影响，原始的高原地貌特征已遭破坏，地形切割十分强烈，树枝状沟谷纵横发育，主要沟谷有大波罗沟、罕台川及其支沟色连沟、龙盛兴沟等，纵观全区，属典型的侵蚀性丘陵地貌。(3)气象矿区气候属于干旱～半干旱的温带高原大陆性气候。井田所在地区气候干燥、冬寒夏热，昼夜温差较大，多风少雨，沙尘暴时有发生。据鄂尔多斯市气象局准格尔旗气象台资料：区内最高气温38.3℃(1961年6月1日),最低气温一30.9℃(1971年1月20日),年降水量277.7mm(1980年)～544.1mm(1989年),平均401.6mm。年蒸发量1749.7mm(1964年)～2436.2mm(1972年),平均2108.2mm,蒸发量约为降水量的5倍。区内大风集中在冬、春两季，且多为西北风，最大风速20m/s(1983年4月),平均风速2.3m/s。区内无霜期短，一般165d左右，霜冻、冰冻期长，一般195d左右，每年11月初封冻到次年4月底解冻，冻土层最大深度1.50m。区内干燥度为5.25,年潮湿系数为0.19。(4)人文、经济状况(5)地震烈度及环境状况家地震区划分标准(GB18306)划分，属弱震预测区。按照内蒙古自治区地(1)井田勘探程度东胜煤田万利矿区柴登南详查，由内蒙古煤田地质局117队于1985年提交设计，1985～1994年组织施工，于1994年8月提交《内蒙古自治区东胜煤田柴8.27km,东西宽约4.64km,面积38.27km2,井田勘探程度为详查。2005年元月，内蒙古煤田地质局117勘探队受内蒙古远兴天然碱股份有限公司的委托，对井田内的东北部区域(面积约9.95km2)进行了补充勘探，于同年4月初提交了《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探设计》。(2)地质报告的审批情况“中华人民共和国国土资源部国土资储备字[2005]233号关于《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》矿产资源储量评审备案证明”中指出：“……按照有关规定，国土资源部业已完成对报送矿产资源储量评审材(3)矿区总体规划及开发现状根据煤炭工业西安设计研究院编制的《国家大型煤炭基地(一)神东煤炭基地规划》,其中万利矿区的色连矿井(面积为115.10km2)规划规模为1000万t/a,初期规划规模为300～600万t/a。总体规划的色连矿井，目前划分为两个井田，东部为色连煤矿，西部为色连二号煤矿，即本井田。(二)外部建设条件1、交通运输条件色连二井位于鄂尔多斯市东胜区罕台镇以西，G109国道从井田南部东西向穿过，经G109国道至东胜区约13km,东胜区是井田对外的交通枢纽，由G109国道、包神铁路、G210国道和S213省道构成四通八达的铁路、公路交通网络。井田交通位置见图2-2-1。2、电源条件本矿井两回电源分别取自铁西110kV变电站和青春山110kV变电站，能够满足本井用电需要。3、水源条件据水文地质报告评价结论，矿区第四系冲洪积(Q4al+pl)潜水含水层的富水性较强，透水性与导水性能较好，地下水量丰富，水质良好，在罕台川采用大口井或渗渠取水，可以获得较为丰富的地下水量，可作为矿区的图2-2-1①地层矿区生产和建设期间使用的钢材、木材、水泥、砖、瓦、砂、石等材料，可由新街镇、鄂尔多斯市及薛家湾镇等地购进，或当地就近解决。(三)资源条件1、地质构造(1)区域地质本区属东胜煤田，东胜煤田地层划分无论从盆地成因还是盆地现存状态来说，三叠系上统延长组都(T3y)是侏罗纪聚煤盆地和含煤地层的沉积基底。除此之外，区域地层系统构成还包括侏罗系、白垩系、第三系上新统和第四系更新统、全新统。详见表2-3-1。②区域构造东胜煤田大地构造分区属于华北地台鄂尔多斯台向斜东胜隆起区，具体位置处于东胜隆起区东北部。东胜煤田基本构造形态为一向南西倾斜的单斜构造，岩层倾角多在5°以下，褶皱、断层发育程度低，较大的断层多发育在煤田东南部，多为东西走向的高角度正断层，落差小于100m。煤田内局部有小的波状起伏，无岩浆岩侵入，属构造简单型煤田。(2)井田地质①地层井田位于东胜煤田的北缘，新生代地质应力的作用在井田表现的较为强烈，上部地层遭受剥蚀并被枝状沟谷切割破坏。区内地层由老至新发育有：三叠系上统延长组(T3y)、侏罗系中下统延安组(J1-2y)、侏罗系中统表2-3-1东胜煤田区域地层表系统组第四系全新统上更新更新统第二系上新统志志丹群下部为灰黄、棕红、绿黄色砂岩、砾岩，夹有砂岩透浅灰、灰紫、灰黄、黄、紫红色泥岩、粉砂岩、细砂细砂岩、中砂岩、粗砂岩、细砾岩、中夹薄层钙质细砂岩。斜层理发育，下部常见大型交错层理。与下伏地层呈不整合接触。侏罗系中统中下统灰—灰白色砂岩，深灰色、灰黑色砂质泥岩，泥岩和煤。含2、3、4、5、6、7煤组。与下伏地层呈平行不统上部为浅黄、灰绿、紫红色泥岩，夹砂岩。下部以砂岩为主，局部为砂三迭系统延长组黄、灰绿、紫、灰黑色块状中粗砂岩。夹灰黑、灰绿色下统二马营组此表依据内蒙古煤田地质勘探公司117队1990年编制的东胜煤田地质图资料a、三叠系上统延长组(T3y)理及波状层理，含2、3、4、5、6煤组。中东部地层厚度较大，西、西北、西南部厚度变小。延安组厚度为158.73～241.23m,平均207.64m,厚度变化小，与c、侏罗系中统(J2)中、粗砂岩，局部夹粉砂岩、砂质泥岩及薄煤层(1煤组层位),1煤组在井田内97.63～247.90m,平均161.59m,厚度变化不大，与下伏延安组(J1-2y)呈平行d、白垩系下统志丹群(K1zh)体呈西薄东厚、北薄南厚的变化趋势。地层残存厚度0～137.10m,平均66.81m,厚度变化不大，与下伏侏罗系中统(J2)呈角度不整合接触。该地层按成因可分为：冲洪积物(Q4al+pl)、残坡积物及少量次生黄土冲洪积物(Q4al+pl):分布于井田内各枝状沟谷及粘土混杂堆积而成，厚度一般小于5m。砾石组成，局部地段含少量次生黄土。厚度一般小于10m。风积沙(Q4eol):分布于井田细砂为主，见半月状砂丘，厚度一般小于15m。总之，第四系厚度变化较大，厚度在0～17.70m,平均6.01m,角度不整合井田含煤地层为侏罗系中下统延安组(J1-2y)及侏罗系中统(J2),其中侏罗系中统(J2)所含1煤组为零星可采煤层，在本井田及整个东胜煤田均不具工侏罗系中下统延安组(J1-2y)在东胜煤田按照沉积旋回和岩性组合特征，a、一岩段(J1—2y1):由延安组底界至5煤组顶板砂岩底界止。地层岩性泥岩，夹粉砂岩和细砂岩，发育有水平层理。该岩段含5、6煤组，含煤3～18层，其中含可采煤层5层，即5—1上、5-1、6—1上、6—2中、6-2下煤层，其中6—2下为零星可采，其它四层为大部可采。该岩段厚度55.73～103.42m,平均79.63m,基本呈西北向东南增厚，但厚度b、二岩段(J1—2y2):位于延安组中部，该岩段界线从5煤组顶板砂岩底界至3煤组顶板砂岩底界。岩性主要由浅灰、灰白色中、细砂岩，灰色粉砂岩和深灰色砂质泥岩、泥岩及煤层组成，含3、4煤组，含煤3～7层，其中含可采煤层3层，即3-1、4—1上、4-1煤层。该岩段厚度47.35～86.28m,平均71.54m,总体呈西北向东南增厚，但变化较小，与下伏延安组一岩段(J1-2y1)呈整合接触。c、三岩段(J1—2y3):位于延安组上部，该岩段界线从3煤组顶板砂岩底含煤2～8层，其中含可采煤层3层，即2—1下、2-2上、2—2中煤层，其中2—1下为不稳定的零星可采煤层，2—2上、2—2中为局部～大部可采的较稳定煤层。该岩段厚度31.06～110.02m,平均56.47m,中部较厚，总体由西北向东南增厚，与下伏延安组二岩段(J1-2y2)呈整合接触。为158.73～250.06m,平均207.64m,变化不大。地层厚度总体变化西北部薄、为一向南西倾斜的单斜构造，地层产状平缓，倾向220°~260°,地层倾角小于5°。井田内未发现断层，但在先期开采地段的个别地段，煤层底板等高线起伏较大，起伏角一般小于3°,区内未发现断裂及紧密褶皱，亦无岩浆岩侵入。井田含煤地层为侏罗系中下统延安组(J1-2y)及侏罗系中统(J2)。其中侏罗系中统(J2)所含1煤组为零星可采煤层，不具工业价值。井田内的主要含煤地层为侏罗系中下统延安组(J1-2y)。该组地层总厚度为158.73～250.06m,平均207.64m。本井田内共有可采煤层10层，即2-2上、2—2中、3-1、3—1下、4—1上、4-1、5—1上、5-1、6—1上、6-2中煤层，各可采煤层发育特征见表2—3—2,现分述如下：(1)2—2上煤层位于2煤组中下部，井田内大部发育，局部可采。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～3.45m,平均1.24m。可采厚度0.84~3.27m,平均1.55m。该煤层结构较简单，含0～2层夹矸，一般含1层夹矸。层明显，煤层厚度变异系数70%。全区面积38.27km2,赋煤面积36.41km2,可采面积29.31km2,面积可采系数77%。表2-3-2各可采煤层发育特征一览表煤组号煤层号煤层厚度(m)可采厚度(m)可采程度稳定程度最小值一最大值平均值(点数)最小值一最大值平均值(点数)最小值一最大值平均值(点数)2煤组较稳定局部可采不稳定3煤组局部可采较稳定局部可采不稳定局部可采不稳定5煤组大部可采较稳定大部可采较稳定6煤组大部可采较稳定6-2中局部可采不稳定6—2下2—2上煤层为对比可靠、井田内大部发育局部可采的较稳定煤层。与下部的2-2中煤层间距7.50～26.60m,平均16.08m,间距变异系数38%。与上部的2—1下煤层间距1.60～19.10m,平均10.33m,间距变异系数52%。顶板岩性主要为粉砂岩和细粒砂岩，底板岩性主要为砂质泥岩及粉砂岩。(2)2—2中煤层位于2煤组中下部，井田内大部发育，局部可采。煤层尖灭带位于中北部，即S13、2717孔周围。可采区集中在2815、S22、平均1.40m。可采厚度0.83～3.95m,平均1.65m。该煤层结构较简单，含0～2层夹矸，多不含，少量的含1层夹矸。层位较稳定，厚度在井田内变化较大，其变异系数77%。在可采区内煤层厚度变化较小，变异系数为44%。总观全区，可采与尖灭带分布均可连片，且较为集中。赋煤面积36.53km2,占全区总面积95%,可采面积27.42km2,面积可采系数72%。2—2中煤层为对比可靠、井田内大部发育大部可采的不稳定煤层。与下部的3-1煤层间距为5.44～27.25m,平均18.22m,中部间距加大，总体由西向东有加大的趋势，间距的变异系数38%。顶板多以细粒砂岩、粉砂岩及砂质泥岩为(3)3-1煤层位于3煤组顶部，井田内大部发育，局部可采，煤层尖灭带位于S02、2719、据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～3.64m,平均1.77m。可采厚度0.80~3.04m,平均1.57m。该煤层结构简单，大多不含夹矸，在局部含1层夹矸。层位较稳定，厚度在井田中部较厚，而向四周渐变，相对较薄，规律较明显。在可采区集中地段厚度变异系数29%。赋煤面积27.91km2,占全区面积73%,可采面积14.91km2,面积可采系数39%。3—1煤层为对比可靠、基本大部发育局部可采的较稳定煤层。与下部的3一1下煤层间距最小1.21m,最大26.76m,平均15.77m。其间距中部较大，但总体呈由东向西间距增大，变异系数41%。顶板岩性主要为砂质泥岩和粉砂岩，局部为细粒砂岩，底板岩性主要为砂质泥岩。(4)3—1下煤层位于3煤组中部，井田内大部发育，局部可采，尖灭带位于S04、S05、S06孔一带和S19～S22、2917孔一带，将先期开采地段分割成两部分且基本上在该地段可采面积不大，其可采区主要分布在南、东部一带。煤层自然厚度0～3.19m,平均0.91m。可采厚度0.80～2.59m,平均1.40m。该煤层结构简单，局部含1层夹矸。层位较稳定，总体上由东向西变薄，但变化较大。且规律性不强，厚度变异系数94%,可采区内厚度变异系数35%。赋煤面积33.90km2,占全区面积88%,可采面积25.17km2,面积可采系数66%。3—1下煤层为对比可靠、大部发育局部可采的不稳定煤层。与下部的3-2煤层间距1.34～24.90m,平均8.01m。中部间距增大，总体上间距变化较大，其变异系数74%。顶板以细粒砂岩、粉砂岩、砂质泥岩为主，底板以砂质泥岩、泥岩为主。(5)4—1上煤层位于4煤组顶部，是4—1煤层的分叉煤层，分叉区分布在S29、2917、S28、2919、2920孔一线以东，分叉区内煤层由西向东渐厚，且在3117、3119孔一带不可采，煤层结构简单，不含到含1层夹矸。根据16个孔的统计：煤层自然厚度0.23～3.29m,平均1.32m,变异系数60%。可采厚度0.80～2.58m,平均1.59m,变异系数41%,可采面积17.28km2。为对比可靠、局部可采的不稳定煤层。与下部的4-1煤层平均间距13.26m,顶板岩性多为粉砂岩、砂质泥岩，底板岩性多为砂质泥岩、泥岩。(6)4—1煤层位于4煤组顶部，除井田东南角的3319、西北部S03号钻孔不可采外，井田内的其它地段均发育且可采。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0.30～5.17m,平均2.74m。可采厚度0.82～4.46m,平均2.29m。该煤层结构简单，含0～1层夹矸。层位稳定，厚度在井田西部与4—1上合并区较厚，而向东南分叉区渐变，相对较薄，规律较明显。可采面积36.66km2,面积可采系数96%。4—1煤层为对比可靠、全区发育且可采的较稳定煤层。与下部的4-2煤层间距最小4.40m,最大22.35m,平均12.67m,间距变化不大，变异系数42%,顶板岩性主要为砂质泥岩和泥岩，底板岩性主要为砂质泥岩。(7)5—1上煤层S04、S06孔的线以北和东南部2920、431孔一带。一般含1～2层夹矸，S25号孔最多含4层夹矸。可采面积35.62km2,面积可采系数93%。5—1上煤层为对比可靠、井田内大部可采的较稳定煤层。与下部的5-1煤层间距0.16～21.81m,平均9.10m,变异系数为66%。在2519、2719、S21、S18、S12号钻孔一带间距变小，基本上与5—1煤层合并，间距为0.16～0.75m。总体(8)5-1煤层位于5煤组上部，井田内全区发育，大部可采。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0.24～3.42m,平均1.65m。可采厚度4层夹矸。层位稳定，厚度在井田变化小、由西北向东南增厚，其规律明显。煤层厚度变异系数52%,可采面积33.36km2,面积可采系数87%。5-1煤层为对比可靠、全区发育且可采的较稳定煤层。与下部的6-1上煤层间距最小11.10m,最大33.90m,平均17.18m,由西北向东南间距渐大，其变异系数32%。顶板岩性主要为砂质泥岩和泥岩，底板岩性主要为砂质泥岩。(9)6—1上煤层位于6煤组上部，井田内全区发育，大部可采，不可采区主要位于井田南部边界一带，即2919、423、2720、2920号孔一带。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0.15～2.59m,平均1.33m;可采厚度厚度变异系数43%,可采面积29.14km2,面积可采系数76%。6—1上煤层为对比可靠、井田内全区发育大部可采的较稳定煤层。与下部的6-2中煤层间距最小10.50m,最大32.75m,平均23.44m,北部间距较大，其变异系数25%。顶板岩性主要为粉砂岩和砂质泥岩，底板岩性主要为粉砂岩。位于6煤组中下部，井田内大部发育，局部可采，不可采区主要位于井田西据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～4.69m,平均1.80m;可采厚度0.93~3.90m,平均2.07m。该煤层结构简单～中等，含0～5层夹矸，多数孔含1～2层夹矸，只有区外的2815孔含5层夹矸。煤层层位较稳定，厚度在井田由北向南，逐渐增大，规律明显。煤层厚度变异系数82%,赋煤面积32.91km2,占全区面积86%,可采面积25.68km2,面积可采系数67%。6—2中煤层为对比可靠、井田内大部发育局部可采的不稳定煤层。井田内层间距0.27～21.20m,平均8.08m,6—2中煤层在北部区外2615、2715孔处与6—2下煤层间距变小到0.27m,其间距的变异系数为68%。顶板岩性主要为粉砂3、水文地质条件(1)含隔水层水文地质特征①第四系全新统(Q4)松散层潜水含水层岩性为灰黄色、棕黄色冲洪积砂砾石(Q4al+pl),残坡积均与黄土(Q3-4)、风积砂(Q4eol)等，在区内广泛分布。根据柴登南详查区简易水井抽水试验成果：含水层厚度2.60～5.81m,地下水位标高1297.03～1378.38m,地下水位埋深一般1～2m左右，水井涌水量Q=0.0276～0.0551L/s,单位涌水量q=0.197~1.060L/s·m,水温9-11℃,溶解性总固体429～583mg/L,PH值7.3～7.5。地②白垩系下统志丹群(K1zh)孔隙潜水～承压水含水层岩性为各种粒级的砂岩、砂砾岩及砾岩夹砂质泥岩，在地表沟谷两侧广泛出露，含水层厚度0～137.10m,平均66.61m。根据柴登南详查区简易水井抽水试验成果：地下水位标高1428.77～1482.17m,水井涌水量Q=0.0125～0.165L/s,单位涌水量q=0.116～0.750L/sm,水温8-15℃,溶解性总固体486～1157mg/L,PH值7.2～7.5。地下水化学类型为HCO3～Ca·Na·Mg、HCO3·Cl～Ca·Na·Mg及HCO3·S04·Cl～Ca·Na·Mg型水，水质较好，含水层的富水性中等。由于没有较好的隔水层，所以与上、下部含水层均有一定的水力联系。③侏罗系中统(J2)碎屑岩类承压水含水层岩性为青灰色、浅黄色中粗粒砂岩，夹粉砂岩及砂质泥岩，含水层厚度平均65m左右，分布较广泛。根据柴登南详查区3115号钻孔(位于井田东界外800m)抽水试验成果：地下水位埋深58.43m,水位标高1377.90m,钻孔涌水量Q=0.0938L/S,单位涌水量q=0.00461L/s·m,渗透系数k=0.00383m/d,导水系数0.344m2/d,水温13℃,溶解性总固体492mg/L,PH值8.5,地下水化学类型为HCO3·C1—K·Na型水，水质良好。由此可知，含水层的富水性弱，地下水的径流条件差。含水层与上部潜水含水层有一定水力联系，与下部承压水含水层的水力联系较小。④侏罗系中下统延安组顶部隔水层位于2煤组顶板以上，岩性主要由泥岩、砂质泥岩等组成，隔水层厚度一般7～13m,隔水层的厚度较稳定，分布较为连续，隔水性能良好。⑤侏罗系中下统延安组(J1-2y)碎屑岩类承压水含水层分布广泛。根据本次施工的S16和S18号钻孔抽水试验成果：含水层厚度111.78m,地下水位埋深20.08～51.50m,水位标高1385.68～1417.10m,水位降深S=25.11～39.90m,涌水量Q=0.210～0.316L/s,单位涌水量q=0.00792~0.00876L/s·m,渗透系数k=0.0104～0.0210m/d,水温10～12℃,溶解性总固体344～353mg/L,PH值7.3,NO3-含量0.35～39.84mg/L。地下水化学类型为⑥侏罗系中下统延安组底部隔水层⑦三叠系上统延长组(T3y)碎屑岩类承压水含水层最大揭露厚度27.31m。据邻区塔拉壕井田T11号钻孔抽水试验成果：地下水位标高1488.99m,水位埋深63.42m,涌水量Q=0.0817L/s,单位涌水量q=0.00204L/s·m,渗透系数k=0.00673m/d。水温12℃,溶解性总固体310mg/L,①充水因素PH值7.3,地下水化学类型为HCO3—Ca·Mg型水，水质良好。含水层的富水性弱，透水性能差，与上部含水层的水力联系较小。(2)地表水、老窑水对矿床充水的影响矿区内没有水库、湖泊等地表水体分布，但区内降水比较集中，多为大雨或要预防地表洪水通过井口等通道进入矿坑，在地表水体下采煤时，随时观测矿坑涌水量的变化情况，以防发生矿坑涌水事故。矿区周围的生产矿井在逐年增加，采空区的面积与积水量也在不断增大。因此，未来煤矿开采，在边界附近要密切注视周围矿井的采掘情况，不能无计划越界乱采，防止勾通邻近采空区，防止涌水事故的发生。(3)矿区水文地质勘查类型色连二号井田的直接充水含水层以裂隙含水层为主，直接充水含水层的富水性微弱，补给条件和径流条件较差，以区外承压水微弱的侧向径流为主要充水水源，大气降水为次要充水水源.区内没有水库、湖泊等地表水体，沟谷也无常年地表径流，且距煤层较远，一般在200m以上，水文地质边界简单，地质构造简单。因此矿区水文地质勘查类型划分为第二类第一型裂隙充水的水文地质条件简(4)矿井涌水量矿区第四系全新统(Q4al+pl)孔隙潜水含水层的富水性弱～中等，志丹群 (K1zh)潜水含水层的富水性中等，侏罗系中统(J2)承压水含水层富水性弱，煤系地层上部隔水层的隔水性能较好，所以煤系地层上部潜水与承压水含水层是矿床的次要充水因素。侏罗系中下统延安组(J1-2y)承压水含水层富水性弱，因其是含煤地层，所以也是矿床的直接与主要充水含水层，是矿床的主要充水因素。三叠系上统延长组(T3y)承压含水层富水性弱，是矿床的次要充水因素。②涌水量预计根据矿区水文地质边界条件及充水因素，地质报告选用稳定流大井法计算矿井涌水量，预测了整个先期开采地段全部形成巷道系统后至最低开拓水平的涌水量。未来煤矿初期局部开采时，矿坑涌水量可能会减小，但当巷道勾通Q4al+pl潜水及地表水体时，矿坑涌水量则会明显增大，甚至发生透水事故。③预计矿井涌水量根据地质报告，矿井预计日涌水量约为4569m3,折合小时涌水量约为191m3,矿井最大涌水量设计暂按正常涌水量的1.5倍计算，则最大小时涌水量约为4、其他开采技术条件(1)瓦斯、煤尘、煤的自燃据钻孔瓦斯测定成果，各可采煤层甲烷含量均在0.00～0.04ml/g·可燃值之间，属低瓦斯矿井。由于本区各可采煤层的干燥无灰基挥发分产率较高，一般在30～40%,属易爆炸煤层，据S10、S20号钻孔试验结果：当火焰长度>400mm时，抑止煤尘爆炸最低岩粉量为55～75%,煤尘有爆炸性，煤的自燃：区内各可采煤层变质程度低，挥发分较高，且含有黄铁矿结核或薄膜，为煤层自燃提供了有利条件。据自燃趋势试验结果，各煤层着火温度(T1)在306～327℃之间，△T1～3℃值在30～50℃之间，煤层自燃倾向等级为易自燃及很易自燃。(2)地温据简易地温测量结果，区内平均地温梯度为1.7～2.3℃/100m,属正常地温区，无高温异常。(3)煤层顶、底板井田内各煤层顶板多以细粒砂岩、粉砂岩及砂质泥岩为主，底板多为砂质泥岩及粉砂岩。经钻孔取芯并做物理、力学性试验，煤层顶底板岩石的抗压强度吸水状态3.9～18.4MPa,自然状态4.9～42.4MPa,平均23.6MPa,普氏系数0.49~4.33,抗拉强度0.26～4.14MPa,抗剪强度0.68～48.08MPa,软化系数0.16~0.73。岩石遇水后软化变形，甚至崩解破坏，为软化岩石，个别钙质填隙的砂岩抗压强度稍高些。因此，本区煤层顶底板岩石以软弱岩石为主，个别为半坚硬岩石。5、煤类、煤质与煤的用途(1)煤质牌号根据中国煤炭分类国标GB5751-86,低变质煤的分类指标为干燥无灰基挥发分(Vdaf)。井田内煤层粘结指数为零，透光率在80%以上，挥发分均小于37%以上，故井田内各煤层均为不粘煤(BN31),局部为长焰煤(CY41)。(2)煤的一般物理性质井田内煤呈黑色，条痕为褐黑色，沥青光泽，参差状、棱角状断口，内生裂隙较发育，常为黄铁矿及方解石薄膜充填，煤层中见黄铁矿结核。条带状结构，层状构造。宏观煤岩组分以暗煤、亮煤为主，见丝炭，属半暗型煤。①煤的真密度测试值在1.46～1.63,视密度测试值为1.22～1.49。②各煤层浮煤透光率(Pm)在66～89%。(3)化学性质、工艺性能①化学性质原煤水分一般在5～20%,以中水分煤为主。平均值：2-2上煤层11.01%,2—2中煤层10.64%,3-1煤层10.97%,3-1下煤层10.27%,4—1上煤层10.48%,4—1煤层10.29%,5—1上煤层10.06%,5—1煤层10.43%,6—1上煤层10.09%,6—2中煤层10.02%。b、灰分(Ad)(a)煤层灰分煤层原煤灰分下煤层高于上煤层，主要可采煤层4-1上灰分最低，平均值为9.88%,5-1上煤层灰分最高，平均值为11.89%,其它煤层平均值在9.88%~11.89%,洗煤灰分一般在5.61%～6.23%。各煤层均以低—低中灰分煤为主。浮煤灰分一般在7%以下。(b)顶底板夹矸灰分各可采煤层顶、底板及夹矸中，水分(Mad)0.14～5.30%,灰分(Ad)45.47~94.13%,硫含量0.02～0.29%,砷含量0～18ppm,氟含量高于煤层，在307~1024ppm,氯含量0.010～0.056%,磷含量0.005～0.070%。锗含量0～4ppm,钒据测定结果可知，煤层顶底板灰分一般在73.17～92.71%,夹矸灰分一般小于顶底灰分。详见表2-3-3。表2-3—3各可采煤层顶、底板及夹矸样分析成果表V工业分析微量元素2-2上顶1底12-2中顶1夹矸底32顶1底4-1上21顶11底顶2夹矸0底1顶夹矸底21顶夹矸12底顶夹矸25底顶11夹矸11底012—2上煤层31.86～38.58%,平均35.54%。2—2中煤层33.53～39.08%,平均36.30%。3—1煤层34.13～39.58%,平均36.45%。3—1下煤层34.18~41.38%,平均36.67%。4—1上煤层34.10～40.83%,平均37.05%。4—1煤层32.86～41.58%,平均36.62%。5—1上煤层33.19～39.84%,平均36.57%。5—1煤层32.55～39.67%,平均36.35%。6—1上煤层32.53～39.15%,平均35.63%。6—2中煤层32.44～38.20%,平均35.43%。井田内煤层原煤挥发分一般在31.86～41.58%之间。洗煤挥发分一般在煤中碳酸盐二氧化碳(CO2ad)含量一般在0.63%以下，对煤的挥发分的影各可采煤层原煤全硫以特低硫、低硫煤为主。各煤层平均在0.48～0.67%之原煤中硫以硫化物硫(Sp)为主，其次有机硫(So),硫酸盐硫(Ss)含量甚微，见表2—3—4。硫化物硫的增高，是原煤全硫增高的主要原因，可通过洗各煤层原煤磷含量一般在0.010%以下，为特低磷煤。原煤砷含量测值在0～7ppm,不超过8ppm,符合食品工业燃煤标准。表2-3-4各种硫统计表煤层号浮选情况2-2上原浮2-2中原浮原浮原浮原浮原浮原浮原浮6-1上原浮6-2中原各可采煤层原煤氟含量在41～353ppm之间。原煤氯含量在0.000～0.198%之间，低于0.3%,工业利用时危害不大。各主要可采煤层煤质特征见表2-3-5。煤芯煤样元素分析成果统计见表2-3-6。表2-3-5主要可采煤层煤质特征表煤层号工业分析(%)Vdaf2-2上原浮2-2中原浮原浮原浮原浮原浮原浮原浮6-1上原浮6-2中原浮表2-3-6煤芯煤样元素分析成果统计表煤层号CdafHdafNdaf2-2上2-2中6-2中②工艺性能a、发热量(Qnet,d)原煤低位发热量(Qnet,d)较高，2—2上煤层20.52～28.87MJ/kg,平均26.38MJ/kg;2—2中煤层21.70～28.56MJ/kg,平均25.88MJ/kg;3—1煤层20.81～28.40MJ/kg,平均26.25MJ/kg;3—1下煤层18.79～28.29MJ/kg,平均26.06MJ/kg;4—1上煤层24.44～28.58MJ/kg,平均26.91MJ/kg;4—1煤层20.46～28.75MJ/kg,平均26.09MJ/kg;5—1上煤层22.02～28.70MJ/kg,平均25.88MJ/kg;5—1煤层20.25～28.60MJ/kg,平均26.14MJ/kg;6—1上煤层20.37～28.72MJ/kg,平均26.67MJ/kg;6—2中煤层20.90～29.00MJ/kg,平均25.65MJ/kg。含量5.26～33.34%,A1203含量2.43～23.91%,Fe2O3含量1.27～45.56%,SO3含量2.20～20.26%。各可采煤层的煤灰软化温度(ST)在1040～1340℃之间，以低熔灰分为主。使煤灰熔融性偏低的主要因素是CaO含量的增高。煤灰成分见表2-3-7。表2—3—7煤灰熔融性统计表煤层号煤灰成分分析(%)2-2上4-1上5-1上6-1上6-2中c、低温干馏各可采煤层的焦油产率(Tar,d)平均在4.50～6.5%,属含油煤。d、粘结性煤的焦渣类型为2,粘结指数为0,井田内煤无粘结性。当反应温度为950℃时，各可采煤层煤对CO2还原率在70.8～89.9%,本次勘查5—1、6—2中煤层试验结果，煤的反应性较高，可作气化用煤。f、热稳定性4—1、5—1上煤层试验结果TS+6在60%以上，热稳定性等级为较高～高。原报告4—1煤层TS+6为58.14%,热稳定性等级为中等。2—2上、2—2中、4—1上、5—1上、6—2中煤层TS+6在61.25～69.16%之间，热稳定性等级为较高。据原报告4—2、6—2中煤层试验结果，当炉栅截面流速为0.2m/S时，煤的结渣率分别为28.42%、45.68%,属强结渣煤。h、可磨性各煤层哈氏可磨性指数(HGI):在45～82之间，数值愈大愈易磨碎。但因(4)可选性本次勘查在S16、S18号钻孔中采取了2—1下、4—1、5—1上、5—1煤层共5组简选样，其煤质情况见表2—3—8,为低中灰～中灰、特低硫的不粘煤。表2-3—8简易可选性试验样煤质特征表煤层号煤样号浮选情况工业分析(%)焦渣类型煤类Vdaf原2浮2原2浮2原2浮2原2浮2原2浮2①可选性试验各样浮沉试验结果显示：-1.4级浮物产率在55～84%之间，灰分(Ad)在6~7%;一1.5级浮物产率在71～92%,灰分(Ad)在7～9%;-1.6级浮物产率在75~93%,灰分在7～11%。可选性等级依据GB/T16417—1996煤炭可选性评定方法，采用分选密度±0.1含量法对试验结果进行评定。评定结果见表2—3—9。表2-3—9可选性评定结果表煤层号煤样号拟定灰分浮物产率分选密度±0.1含量法可选性初始值最终值2-1下易选易选5-1上S16简6难选中等可选难选易选较难选中等可选4—1煤层当拟定精煤灰分为7%时，可选性等级为较难选，当拟定精煤灰分为8%时，可选性等级为易选。5—1上煤层当拟定精煤灰分为7%时，可选性等级为难选，当拟定精煤灰分为8%时，可选性等级为中等可选—易选。5—1煤层当拟定精煤灰分为8%时，可选性等级为较难选。试验结果<0.5mm。重量在0.82-61.53%。<10μm重量在1.4～15.5%。(5)工业用途评价①煤质评述f、区内煤为低腐植酸、低苯抽出物的含油煤及富油煤。②煤的工业利用方向煤层有害成分低、发热量高，是良好的民用和动力用煤。适用于火力发电，各种工业锅炉、蒸气锅炉等、也可在建材工业、化学工业中作焙烧材料。b、气化用煤由于区内煤的化学反应性好，抗碎强度高，热稳定性好，可以作为城市气化和工业气化用煤。但由于区内煤灰熔融性偏低，对气化用煤在选择气化炉时受到c、形体加工随着煤炭生产机械化程度的提高，粉煤产率也会逐渐增加，可用粉煤加粘结剂成型制作煤砖、煤球、蜂窝煤等。d、水煤浆中国矿院(1984年)对神木煤制备水煤浆的可行性研究，认为该煤种可制备水煤浆。本区煤层丝质组含量在15.3～27.6%,反射率在0.403～0.545%,以煤代油是可行的。5、其他有益矿物未发现其它有益矿产赋存，与煤伴生的有益微量元素锗(Ge)的测值为0.0~6.3ppm以下，镓(Ga)0.0～9.5ppm,钒(V)0～123ppm,6、井田勘探程度及储量(1)勘探程度本井田为内蒙古煤田地质局117队，于1994年8月提交的《内蒙古自治区东胜煤田柴登南勘探区详查地质报告》勘探范围中的一部分。内蒙古煤田地质局117勘探队受内蒙古远兴天然碱股份有限公司的委托，于2005年4月初提交了《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探设计》。该勘探设计，在分析利用柴登南勘探区详查地质报告的地质资料情况的基础上，对井田内的东北部地段进行补充勘探。因此，本设计利用的地质报告，全井田为详查，在井田内东北部局部地段勘对地质勘探程度的评价：①井田构造形态基本查明，区内未发现大的褶皱构造，亦无岩浆岩侵入。因此井田构造复杂程度属简单型。②精查地段的主要可采煤层20m的底板等高线基本控制。③基本查明了主要可采层的厚度、深度、结构、可采范围及变化规律，同时了解了不可采煤层的层数、层位、厚度、结构及赋存特征。主要可采煤层对比基④基本查明了各可采煤层的煤质特征、工艺性能及其变化情况，评价了煤的工业利用方向。⑤基本查明了井田水文地质条件是以孔隙、裂隙含水层为主的充水矿床，水文地质条件为简单型。并预测了矿井正常涌水量，评价了矿井水利用的可能性，同时指出了矿井供水水源方向。⑥对井田内10层可采煤层估算了资源/储量。⑦基本查明了井田内主要可采煤层顶底板的工程地质特征。工程地质勘查类型划分为第三类第二型，即层状岩类、工程地质条件中等型。指出未来矿井开采主要的工程地质问题是煤层顶底板稳定性问题，并对矿山开采可能发生的工程地⑧井田内的2-2上、3-1下、4-1上、6-2中等煤层无探明储量和控制储量；2-2中无探明储量，控制储量也只占本层储量的6%。因此，勘探程度不足。综合上述设计认为，本井田两个地质报告的工作程度及地质勘查研究程度基本满足勘探阶段要求，可作为本次可行性研究报告编制的依据。(2)储量依据国土资源部颁发的中华人民共和国地质矿产行业标准(DZ/TO215—2002附录E规定),确定井田内煤层资源/储量估算的工业指标如下：最低可采厚度0.80m;原煤最高可采灰分(Ad)40%;原煤最高可采硫分(St,d)3%;原煤最低可采发热量(Qnet,d)17.0MJ/kg。通过本次资源储量估算共获得各类型资源储量总计为59286万t,其中探明的内蕴经济资源量(331)4050万t,控制的内蕴经济资源量(332)6110万t,推断的内蕴经济资源量(333)49126万t。(3)存在的主要问题①在精查阶段没有做封孔质量的透孔检查工作，封孔质量无法评价。煤矿在开采时加以注意，防止因钻孔封孔质量不好沟通上下含水层使井下突水，给生产造成损失。②井田内的2-2上、3-1下、4-1上、6-2中等煤层无探明储量和控制储量；2-2中无探明储量，控制储量也只占本层储量的6%,总体上勘探程度不足。应对本勘探区做进一步的勘探工作，提高勘探程度和质量，降低因煤层及地质条件变化而产生的投资风险。③井田内煤层瓦斯含量虽然较低，但煤尘具有爆炸危险性，煤具有自燃倾向。煤矿在采掘过程中应加强安全生产意识，采取切实可行的防火、防尘、降尘措施，保证井下通风系统畅通，防止因瓦斯、煤尘及煤炭自燃而酿成事故。(四)建设条件综合评价简单，煤层瓦斯含量低，开采条件较简单。全矿井共获资源/储量592.86Mt,储(一)产品市场供应预测2004年，鄂尔多斯市煤炭产量达到1.17亿t,截至2005年9月底，鄂尔多斯市规模以上煤炭产量已达8823万t,比上一年同期增长了22%。鄂尔多斯地①在未来20年内，世界能源消费量年均增长率为2.0%;世界煤炭需求量呈低增长趋势，年均增长率为1.7%;天然气年增长率为2.7%。②世界煤炭消费量将由2000年的42.98亿t增长到2020年的58亿t,增加15亿t。其中，亚洲煤炭消费增长量达13.2亿t,主要是燃煤电厂用煤增加。③煤炭在世界一次能源消费构成中所占比例将由1999年的22%下降到2020年的20%。④世界煤炭贸易量将由1999年的5.48亿t增加到2020年的7.04亿t。据海外媒体报道，国际能源机构预测，到2010年国际煤炭市场需求量将年增1.6~2.0%,随着经济的发展及国际石油市场价格的升高，煤炭需求量将会不断增加，蒙西地区煤炭市场需求量分析随着国家西部大开发战略的进一步实施，以煤炭资源为前提的高载能产业、煤化工产业将逐步落户到鄂尔多斯，作为中国西部煤炭资源最富集的区域，东胜煤田无可辩驳地会成为煤电等能源重工业投资的热点地区。2004年全区原煤调出量6000万t,原煤出口120万t。其中鄂尔多斯境内调出原煤3000万t。2005年鄂尔多斯煤炭销往京津华东、华南、东北等地区达到4000万t,预计2010年鄂尔多斯销往上述地区的煤炭将达到5000万t。包头地区2003年消费鄂尔多斯地方煤炭约250万t,其中包头一、二、三电厂用煤46万t,其他动力用煤200万t。2004年包头一、二、三电厂调入鄂尔多斯地方煤61万t,比上年增长32%,鄂尔多斯地方煤销往包头一、二、三电厂的量约占其总用量的20%。“十五”期间，包头地区用鄂尔多斯地方煤继续呈增长趋势，2005年包头地区用鄂尔多斯地方煤总量达到500万t/a,其中电力用煤达到150万t,其它动力和民用煤达到350万t。随着国家西部大开发战略的进一步实施和“西电东送”项目的建设，区内电煤市场需求量增幅较大。“十五”期间，托县电厂一期工程2×60万KW机组、达拉特电厂三期工程4×33万KW机组、准格尔国华电厂2×33万KW机组投产发电，分别新增需煤360万t、400万t、200万t,总计新增电煤需求量960万t。预计需求鄂尔多斯地方煤500万t。区内外民用优质大块煤的销售市场大范围蔓延，大块煤的市场销售从80年代的十几万吨增长到2003年的近400万t。“十五”期间其市场需求量稳步增长，主要原因是区内外大中城市将污染物排放要求标准提高，民用煤市场对环保煤的需求量大幅增长。另一重要原因是区内广大农村牧区解决生活取暖问题由传统的靠可燃林草为主向燃煤为主转变，大块煤在农牧区的市场潜力扩大。而鄂尔多斯大块煤以煤质优、低污染等特点在市场竞争中占有明显的优势。优质环保煤的销售市场，增加市场需求量。(二)产品市场需求预测按照“十一五”规划，内蒙古煤炭产品结构要由单纯生产原煤向能源重化工型转移，加大煤炭深加工力度，特别是大型煤炭企业要加快建设煤转电项目，积极推进煤制油、煤制甲醇、煤焦化等综合利用煤炭资源的煤化工项目，形成煤、电及下游产品、衍生产品，煤、焦高附加值化工产品，煤气化、液化产品系列。从世界经济发展的趋势看，总体趋好这是不争的事实。亚洲目前的经济正在逐步恢复到金融危机前水平，而我国的经济从2000年也呈现出了恢复性增长。我国经济已经进入一个新的增长周期，我国现阶段经济增长的结构性特征是建设规模和物质生产规模快速扩张，这一过程需要大量的投资类物品和原材料，加速重工业建设，是煤炭需求增长的主要原因。而国内煤炭消费的增长主要依靠电煤增长拉动。电力行业作为我国煤炭消费的主体，其需求量发展空间巨大。我国目前的用电水平仍旧比较低。2001年，我国人均拥有发电装机容量只有0.25kW,人均年发电量只有1078kWh,不到世界平均水平的一半，仅为发达国家的1/6～1/10。目前，全国还有574万户家庭没有用上电。电能消费占终端能源消费的比例为11%左右，远低于17%的世界平均水平。通过几年来农村电网改造，乡镇企业和个体经济的快速发展，农村用电量大幅增加。而且，实现城乡同价后，势必会刺激内需，更大程度地增加对电力的需求。我国电动力经济研究中心的一份报告指出，根据党的十六大确定的全面建设小康社会的经济发展目标，到2020年实现国内生产总值比2000年翻两番，未来十几年间GDP年均增长速度要达到7.2%左右。为满足这一需要，我国电力需求增长需要持续保持较快的发展速度。2010年全社会用电将达到27000亿kWh左右，全国需要发电装机为6亿kW左右；2020年全社会用电将达到40000亿kWh左右，平均增长率7.83%,需要装机为9亿kW左右。这样，今后十几年间需每年增加3000万kW发电容量才能满足我国全面建设小康社会的需要，电煤需求数量巨大。2004年全国煤炭总产量为19.56亿t,煤炭消费量达18.9亿t,同比增长13.9%,其中电煤消耗总量达到9.6亿t,同比增加1亿t以上。电力、钢铁、建材和化工四个行业煤炭消费量占煤炭总消费量的90%。2005年全国煤炭总产量在21.1亿t,较2004年增长7.9%,2005年国内煤炭销售量达20.3亿t,较2004年上升7.4%。其中电煤消耗总量达到10.8亿t。预计2006年煤炭产量增长幅度约在5%左右,原煤生产总量将达到22亿t,电煤需求将增加1.2亿t,达到12亿t。据电力部门专家预计，“十一五”期间，中国电煤需求将以略低于发电量增长2个百分点的速度增长，增长幅度在6%-11%。考虑到“十一五”后四年节能降耗、电力行业结构调整的因素，2010年，中国电煤需求将达到16亿t左考虑到电力用煤有较快的增长，预测2006、2010年、2020年电力用煤占全国煤炭需求总量的比例将逐步提高；建材工业用煤在2010年前将会稳定增加，平均增长率为1.1%左右，至2010年后较为平稳，但总体变化不会很大；化工氮肥用煤基本持平，2010年后略有提高；生活用煤考虑城镇燃料多样化和农村用煤的增加，总体略有降低但变化不大。因此总的用煤趋势是：动力用煤的比例将不断提高，原料用煤的比例不断降低。根据预测到2020年，我国用于发电的煤炭可能达到当年煤炭产量的60%左右。从世界范围来看，虽然在世界某些地区煤炭将会被天然气所取代，但在2025年之前,煤炭在世界能源中的比重只会稍有下降，煤炭在发展中的亚洲国家燃料市场将继续是主要燃料。在西欧、东欧和前苏联国家的煤炭消费量将减少。美国、日本、澳大利亚、新西兰和亚洲发展中国家，煤炭消费量预计会增加。煤炭在初级能源消费中的比例将下降，2001年为24%,到2025年预计为22%。在世界能源消费增长量中，中国和印度约占28%,但就煤炭而言，这两个国家煤炭消费增长量将会占全世界煤炭消费增长量的75%。而对于煤炭深加工产品，近年的需求量也不断呈现上升态势。所以煤炭在深加工转化方面的需求量也将不断扩大。(三)产品目标市场分析万利矿区是东胜煤田一个主要的产煤基地，由于其煤质优良，属低灰～低中灰分、特低硫～低硫分、特低磷～低磷、中高热值的优质精煤，煤层赋存稳定，开采技术条件优越，近年产销量一直保持在1200万t/a以上，并呈增长态势。根据目前销售情况，尤其是大块煤，已经出现供不应求的局面，预测这种良好的形势将会继续下去。因此，色连二井煤的适应范围广，煤质稳定，主要用于动力用煤，还可用于炼焦配煤及化工用煤，能够满足不同用户的需求。本井生产的煤炭180万t/a用于本公司制甲醇，其余120万t/a用于伊化公司下属各公司燃煤用。2、市场占有份额分析鄂尔多斯市中北煤化工有限公司位于鄂尔多斯市，成立于2005年10月12日。公司由内蒙古伊化化学有限公司和内蒙古博源投资集团有限公司共同发起设立，注册资本人民币1000万元。公司主要致力于煤炭的生产、销售，以及以煤为原料深加工转化的煤化工产品的生产、销售(煤制甲醇60万t/a)。呈现出健康强劲的发展势头。作为中北煤化工有限公司股东之一的内蒙古伊化化学有限公司(简称伊化集团),是集天然碱、天然气化工和精细化学品生产、销售的现代企业集团。经过十几年发展，伊化发展成为内蒙古自治区首家科技先导型企业和自治区45户重依托鄂尔多斯市得天独厚的煤炭资源，进军煤化工领域也是伊化公司重要的战略目标之一。在鄂尔多斯市委、市政府的大力支持下，伊化公司获得了一定储量的煤资源，为发展煤化工奠定了资源基础。目前，围绕煤炭资源综合利用方案正在编制中，煤化工将成为伊化公司继天然碱、天然气产业后又一具有明显发展优势的产业板块。在新的产业格局中，天然气化工和煤化工产业将成为伊化未来随着甲醇在新型燃料应用领域的不断拓宽，正孕育着新的发展空间与发展机遇，新能源产业已成为伊化公司的重要发展方向。综上所述，色连二井的煤炭销售市场前景十分广阔。色连井田属于神府东胜煤田的一部分，其煤质与神东煤田煤质一样，属于低华煤”的品牌已在市场上树立了良好的形象，畅销国内外，为国家煤炭出口作出了极大的贡献。色连的煤炭除了作为煤制甲醇，也可作为良好的动力用煤，同时随着煤液化项目在神东矿区的起动，色连煤也可以成为煤液化的首选煤源，市场前景看好，同时也是国家实现能源清洁化的需要。而随着我国加入WTO,东南亚国家和地区经济发展，电力的需求增加，其动力煤的需求量预计到2020年将增长到6.59亿t;同时环境保护的压力增大，而万利煤以其环保型煤炭的市场定位，市场准入和占有量将增加。总之，色连煤质好，且稳定，出口东南亚国家和地区的运费低，具有较强竞争优势。此外，2004年中国神华煤制油公司在神东矿区的煤直接液化项目开始建设，同时地方经济发展的需要，要求煤就地转化的比例加大，神东煤就地转化的煤量将越来越大。这样神东外运煤有可能减少，客观上为万利煤炭增量提供了条件。项目所在地的煤炭在其它及化工方面也有越来越广阔的前景。我国计划在5～10年内在20万人口以上的大中城市基本实现天然气、煤气化。随着石油储量的不断减少，“煤代油”洁净生产具有良好的前景，化工用煤主要是化肥造气及其燃料，项目地的煤是低灰、低硫、低磷，发热量较高的不粘煤或长焰煤，适合于气化用煤，同时随着一些新技术的研发及使用，万利环保型煤的用途更广，煤量需求将大幅增加。(四)价格现状与预测煤炭价格总体呈逐月上升态势。2004年11月，原中央财政煤炭企业商品煤平均售价220.38元/t,同比上升45.89元/t,上涨26.3%。其中，供发电用煤平均售价167.55元/t,同比上升29.70元/t,上涨21.6%。2004年1至11月，原中央财政煤炭企业商品煤平均售价205.5元/t,同比上升30.77元/t,上涨17.7%。六大地区中，商品煤平均售价都有不同程度上升。平均售价最高的是华东地区，达到252.52元/t;平均售价最低的西北地区，为127.14元/t,六大地区中以西南地区升幅最大，达27.6%,西北地区升幅最小，为9.8%。华北、东北、华东、和中南四个地区同比分别上涨16.4%、20.4%、2004年1至11月，原中央财政煤炭企业供发电用煤平均售价160.73元/t,同比上升20.19元/t,上涨14.4%,但比商品煤平均售价低44.32元/t,升幅比商品煤平均价低3.3个百分点。2005年1-9月，原中央财政煤炭企业商品煤累计平均售价263.75元/t,同比增加27.56元/t,提高11.67%;其中供发电用煤平均售价207.76元/t,同比增加38.32元/t,提高22.6%,电煤平均售价比商品煤平均售价低55.99元/t。据有关部门预计，电煤价格2006年很可能仍将出现10%左右的涨幅。煤化工、建材等行业用煤仍有一定幅度增长。为适应国民经济发展需要，2010年煤炭供应能力要达到24亿t。根据目前生产和建设煤矿发展趋势，并考虑关闭不符合产业政策和安全生产要求的煤矿，”十一五”期间需要新建煤矿规模3可见，近几年内国内煤炭需求增长势头仍然强劲，在此基础上，煤炭的价格也将持续高位运行。当地原煤售价自1999年以来一直呈增长趋势。1999年平均吨煤售价35元，2000年平均吨煤售价39元，2003年平均吨煤售价50元，2004年初平均吨煤售价55元，2004年夏季平均吨煤售价达到65元，2005年5月平均吨煤售价已超过85元，而且今后有进一步价格上升的势头。从国际市场来看，石油资源相对短缺，特别是国内石油紧缺、国际原油市场价格持续上涨。石油价格不断上涨，将促进国内外能源需求向煤炭转移，这将有利于煤炭市场的消费和流通。同时，国际石油价格的大幅度上扬，致使运输成本增加，也会拉动国内、国际煤炭价格上行。(五)市场竞争力分析1、主要竞争对手情况东胜—神府煤田是我国迄今为止发现的最大煤田，也是世界八大煤田之一，它的含煤面积广，煤炭资源丰富，煤质优良，位于内蒙古自治区鄂尔多斯市境内的东胜煤田其面积8790km2,现已成为国内外名商巨贾投资的热点区域。目前东胜煤田南部，以神华集团为龙头的煤炭企业已开始大规模的开采，而其北部及东部的煤田浅部区则以鄂尔多斯市煤炭集团公司为主，地方中小型及民营企业为辅的产业大军，从事中小型煤矿的开采，有力的推动地方经济的飞速发展，但是位于东胜煤田西北部的柴登镇一带，经济条件十分落后，为了响应国家开发大西北的号召，改善贫困地区的经济现状，加快煤炭资源的开发利用，以推动西部地区的经济发展，内蒙古远兴天然碱股份有限公司拟投资开发本地区的煤炭资源。2、产品市场竞争力优势、劣势本矿井产品具有较强的市场竞争力，其主要竞争对手对本矿井威胁不大，具有煤质好、用途多、地势优越、签有煤炭销售协议、市场前景广阔等优势。(六)市场风险是项目产品市场竞争力或者竞争对手情况发生重大变化；三是项目产品和主要原材料的实际价格与预测价格发生较大偏离。本项目的市场风险很小，可采取相应风险控制的措施，加强市场供需分析，进一步分析本矿井的煤炭在销售市场上的竞争力及竞争对手的情况，合理预测煤炭的销售价格，加强项目的市场竞争力，以降低、减少市场风险。(一)井田境界与资源/储量1、井田境界色连二号井田位于内蒙古自治区鄂尔多斯市东胜区罕台镇境内，行政区划属鄂尔多斯市东胜区罕台镇管辖，其地理坐标为：东经：109°47’25”—109°53’24”北纬：39°49′11n—39°54′27”根据内蒙古自治区国土资源厅于2005年1月26日颁发的勘查许可证，色连二号井田境界由4个拐点连线圈定，各拐点地理坐标和直角坐标见表4-1-1。表4-1-1井田境界拐点坐标表拐点号地理坐标平面直角坐标(3°带)东经北纬XY1234本井田南北长约8.27km,东西宽约4.64km,面积38.37km2。其中补充勘探精查地段位于井田西北部，西以井田边界为界，南以S28、S25、S18、S12号孔连线向西延长与井田边界相交，东以S28为基点向S29与S26孔连线之中点连线延伸至井田边界，北以井田边界为界所圈定，面积约9.95km2。本井田位于东胜煤田的中西部，由于主要可采煤层埋藏相对较深，在其井田内及邻近地区至今没有生产矿井和小窑。但在井田以东20km以外的地区有少量生产矿井和小窑，开采2—2上、3—1、4—2中等煤层，对本矿井开采无影响。2、矿井资源/储量计算(1)矿井地质资源量本矿井共有10个可采煤层，分别为2-2上、2—2中、3—1、3—1下、4—1上、4—1、5—1上、5—1、6-1上、6-2中煤层，其中3—1、4-1、5—1上、5—1、6-1上煤层为主要可采煤层，2-2上、2—2中、4—1上、6—2中煤层为次要可采煤层。依据国土资源部颁发的中华人民共和国地质矿产行业标准(DZ/TO215—2002附录E规定),确定井田内煤层资源/储量估算的工业指标如下：最低可采厚度0.80m;原煤最高可采灰分(Ad)40%;原煤最高可采硫分(St,d)3%;原煤最低可采发热量(Qnet,d)17.0MJ/kg。通过本次资源储量估算共获得各类型资源储量总计为59286万t,其中探明的内蕴经济资源量(331)4050万t,控制的内蕴经济资源量(332)6110万t,推断的内蕴经济资源量(333)49126万t。矿井分煤层、分级别地质资源储量汇总见表4-1-2。(2)矿井资源/储量评价和分类性评价可信程度低，将其划分为探明的内蕴经济资源量(331);对于控制的资源可行性评价可信程度低，将其划分为控制的内蕴经济资源量(332);对于推断的低，可行性评价可信程度低，将其划分为推断的内蕴经济资源量(333)。表4-1-2井田各可采煤层资源/储量汇总表单位：万t类别煤类煤层号煤类赋煤标高控制的(332)推断的(333)总资源量(331+332+333)2-2上不粘煤小计2-2中不粘煤长焰煤小计不粘煤长焰煤小计3-1下不粘煤长焰煤小计不粘煤长焰煤小计不粘煤长焰煤不粘煤长焰煤总小计不粘煤长焰煤小计不粘煤小计6-2中不粘煤长焰煤小计合计不粘煤长焰煤小计331一探明的内蕴经济资源量332—控制的内蕴经济资源量333—推断的内蕴经济资源量(3)矿井工业资源/储量本次资源储量估算共获得各类型资源储量总计为59286万t,其中探明的内蕴经济资源量(331)4050万t,控制的内蕴经济资源量(332)6110万t,推断的内蕴经济资源量(333)49126万t。虽色连二矿地质构造简单，煤层产状平缓，但其煤层厚度变化较大，从总体上说地质勘探程度不足，因此本井可信度系数取经计算，本井工业储量为49460.8万t。(4)储量分析本井田可采煤层发育不连续，各煤层均有不同形状，不同数量，不同大小的岛形区块，由于边角多，开采这些块段煤炭时，边角煤回收有一定的困难，煤炭损失量将增加。本井田2-2上煤北翼有一岛形可采区段，煤层厚度为0.84m,资源/储量50万t;3-1下煤的西北部有二块岛形可采区段，煤层厚度分别为1.0m和0.86m,储量共计54万t;4-1上煤的西北部有三块岛形可采区段，煤层厚度分别为1.32m、1.30m和2.29m,储量共计320万t;开采这几块煤层准备巷道工程量较大(均为岩巷、半煤岩巷),开采成本比较高，本设计列为非经济资源/储量，共计424万t。(5)矿井设计资源储量b、高压线煤柱、罕台镇保护煤柱、109国道煤柱：地质报告中计算了罕台镇保护煤柱、109国道煤柱，其移动角统一按75°计算，本次设计暂按第四系移动角为45°,基岩地层移动角为75°。经计算，高压线煤柱、罕台镇保护煤柱、109国道煤柱分别为为2803万t、1467万t、680万t,共计为4950万t。②矿井设计资源储量