龙泉矿承压水下工作面带压开采安全评价

2021-05-21弓远程

煤矿现代化 2021年3期

弓远程

（太原煤炭气化（集团）有限责任公司，山西太原 030032）

底板承压水是导致煤矿井下突水事故发生的重要因素，据统计，上世纪由于底板承压水影响，导致许多优质煤层遭到弃采。为了安全高效的对受承压水影响的煤层进行开采，可以采取带压开采技术方案，首先需针对带压开采的可行性进行评价[1-3]。

1 工程概况

龙泉煤矿位于山西省太原市娄烦县，矿井设1个水平开拓全井田 4、7、9 号煤层，水平标高为+786m，龙泉煤矿自投产以来，对4 号煤层进行了开采，7、9 号煤层尚未开采。矿井采用走向长壁式采煤方法，综采放顶煤采煤工艺，全部垮落法管理顶板。7号煤层位于L3 灰岩下6 m 左右，煤层0.75~2m，平均1.1 m。顶板多为粉砂岩及砂质泥岩，底板多为中-细粒砂岩。为全区可采的稳定煤层。9 号煤层位于太原组中下部，是本井田另一主要可采煤层，厚5.35~15.48 m，平均 11.68 m，夹矸一般 2-4 层，结构复杂。顶板为泥灰岩和石灰岩，底板多为铝质泥岩和粉砂岩。

本井田奥灰峰峰组含水层为弱-中等富水性含水层，峰峰组+马家沟组灰岩岩溶裂隙含水层单位涌水量为0.01~3.18 L/s·m，为弱-强富水性含水层，7、9 号煤层底板标高均低于奥灰岩溶水位标高，存在奥灰带压开采现象，7、9 号煤层在开采过程中将受到煤层底板灰岩承压水的威胁。如何采取有效措施消除奥灰水隐患，实现矿井安全和高产高效生产，是龙泉煤矿必须面临和解决的课题。

2 带压开采地质条件分析

2.1 奥灰水位分析

奥陶系中统石灰岩为本井田主要含水层，由厚层石灰岩、白云质灰岩、豹皮灰岩及薄层钙质泥岩组成。岩溶发育程度因岩性、构造裂隙的不同而有极大差异。富水性受岩溶发育程度及水文地质条件控制，一般来说，构造裂隙发育段，岩溶率增高，富水性增大。

据2019 年7 月的《太原煤炭气化有限责任公司龙泉煤矿7、9 号煤层带压开采安全性评价报告》并结合井田内水文孔揭露奥灰资料推断，井田内奥灰水位标高1 123.95～1 129.46 m，如图1 所示。

2.2 底板隔水层分析

7、9 号煤层底板隔水层厚度指煤层底板分别至峰峰组灰岩顶面之间的岩层厚度之和，由泥岩类夹不稳定的薄层砂岩石灰岩组成，岩石致密、坚硬，完整性较好，裂隙不发育，具有良好的隔水性能，该隔水层阻隔了奥陶系峰峰组灰岩含水层与7、9 号煤层之间以及与太原组灰岩含水层之间的水力联系。

图1 井田内奥灰水位标高等值线图

据井田内施工的19 个穿过7、9 号煤层和本溪组地层进入奥陶系峰峰组灰岩中的钻孔资料知：

7 号煤层底板隔水层厚度指7 号煤层底板至奥灰峰峰组（O2f）灰岩顶界之间距离。经统计，7 号煤层底板隔水层厚度为67.74～103.67 m，平均90.07 m，7号煤层与奥灰峰峰组（O2f）顶面之间距离，从东北到西南由厚→薄→厚，最厚点位于井田东北部LB11 号孔所在位置处为103.67 m，最薄点位于井田西北部SW3 号孔所在位置处为67.74 m，如图2 所示。

图2 7 号煤层底板至奥灰顶面之间隔水层厚度等值线图

9 号煤层底板隔水层厚度指9 号煤层底板至奥灰峰峰组（O2f）灰岩顶界之间距离。经统计，9 号煤层底板隔水层厚度为33.66～66.87 m，平均57.67 m。9号煤层与奥灰峰峰组（O2f）顶面之间距离在井田西南部和北部边界附近厚，在井田东南部边界附近薄，最厚点位于井田西南部235 号孔所在位置处为66.87 m，最薄点位于井田西北部SW3 号孔所在位置处为33.66 m，如图3 所示。

2.3 7、9 号煤层底板至奥灰峰峰组顶面之间隔水岩层岩性特征

7 号煤层底板至奥灰峰峰组顶面之间距离平均90.07 m。隔水层岩性以泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、铝质泥岩、细粒砂岩和石灰岩为主。泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、铝质泥岩、细粒砂岩和石灰岩等隔水层累计厚度76.1 m。隔水层累计厚度约占地层总厚度的84.49%。砂质泥岩、泥岩、铝土岩隔水性能很强，但强度低，7号煤层底板砂质泥岩、泥岩类岩层居多，约占54.36%，垂向上砂质泥岩同泥岩、粉砂岩等互层沉积，可以阻隔奥灰含水层与太灰含水层之间的水力联系，对7 号煤层的开采还是有利的。

图3 9 号煤层底板至奥灰顶面之间隔水层厚度等值线图

9 号煤层底板至奥灰峰峰组顶面之间距离平均57.67 m。隔水层岩性以泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、铝质泥岩、细粒砂岩和石灰岩为主。隔水层平均44.66 m，隔水层累计厚度约占此段地层总厚度80.54%左右。砂质泥岩、泥岩、铝土岩隔水性能很强，但强度低，9号煤层底板砂质泥岩、泥岩类岩层居多，约占69.86%，垂向上砂质泥岩同泥岩、粉砂岩等互层沉积，可以阻隔奥灰含水层与太灰含水层之间的水力联系，对9 号煤层的开采还是有利的。

据井田内各施工钻孔揭露7、9 号煤层底板至奥灰峰峰组顶面之间岩性特征可知：7、9 号煤层隔水岩层岩性岩性从上到下依次为泥岩、砂质泥岩、铝质泥岩和粉砂岩。泥岩、砂质泥岩、铝质泥岩结构致密，岩芯完整，破碎段极为少见，矿物成份以泥质为主，微含砂质及碎屑物或暗色矿物，均构成了不透水的良好隔水层。粉砂岩结构致密、坚硬、强度高，裂隙不发育，矿物成份以粉砂为主，次为泥质或其它碎屑物质，构成了基本不透水的隔水层。从此段地层组合结构分析，系为泥质岩与砂岩（底部为透镜状铁矿层）所组成的相互叠置结构，这种地层组合结构，有效地限制了此段之间砂岩与薄层灰岩的垂直裂隙发育，也限制了大气降水及地表水对地下水的补给作用，同时也限制了上覆含水层中地下水的下渗越流补给作用。分析认为，这种含、隔水层相互叠置组成的地层结构，在不受地质构造破坏及构造裂隙沟通的情况下，具有很好的隔水性能及抗突水能力，构成了上、下组煤层顶、底板良好的阻水屏障。

3 底板奥灰突水危险性评价及开采可行性分析

3.1 底板奥灰突水危险性评价

为合理评价本井田奥灰水对开采7、9 号煤层的突水危险性，采用突水系数法对7、9 号煤层奥灰突水危险性进行评价。本井田奥灰岩溶水位标高为1 123.95～1 129.46 m，7 号煤层底板标高为+60～+1 060 m，9 号煤层底板标高为 +40～+1 040 m。7、9号煤层底板标高均低于奥灰水位标高，7、9 号煤层均处于带压开采状态，显然，7、9 号煤层在开采过程中将受到煤层底板奥灰水的威胁。

本次采用《煤矿防治水细则》附录五中煤层底板突水系数计算公式，对井田内7、9 号煤层底板奥灰突水系数进行了计算：

式中：P为底板隔水层承受的水压，MPa；T为突水系数，MPa/m；M为底板隔水层厚度，m。

7、9 号煤层突水系数计算成果见表1、表2。

表1 7 号煤层突水系数计算成果

井田内7 号煤层突水系数0.022~0.111 MPa/m，最小值位于井田西南，最大值位于井田东北边界，9号煤层突水系数0.034~0.164 MPa/m，最小值位于井田西南，最大值位于井田东北边界。现将7、9 号煤层带压开采评价分区叙述如下：

表2 9 号煤层突水系数计算成果表

3.1.1 7 号煤层带压开采评价分区

分区结果见图4。带压开采相对安全区:T＜0.06 MPa/m 区域，突水系数小于底板受构造破坏块段临界突水系数0.06 MPa/m，该区内开采发生底板奥灰突水概率相对较小，但断层、陷落柱与封闭不良钻孔破坏了该区域的底板完整性，降低了底板的阻隔水性，成为奥灰水的突水通道，因此构造与封闭不良钻孔是本区底板突水的主控因素，是底板水害防治工作的重点。

图4 7 号煤层带压开采评价分区图

带压开采危险区:0.06 MPa/m≤T＜0.10 MPa/m区域；0.01 MPa/m≤T 区域。突水系数大于临界突水系数0.06 MPa/m，属带压开采危险区，发生奥灰突水的危险较大，需进行区域注浆加固底板或改造含水层等有效措施，并进一步进行奥灰带压开采安全性评价论证，在评价的相对安全区内，方可进行采掘工作。

3.1.2 9 号煤层带压开采评价分区

分区结果见图5。带压开采相对安全区：T＜0.06 MPa/m 区，突水系数小于底板受构造破坏块段临界突水系数0.06 MPa/m，该区内开采发生底板奥灰突水概率相对较小，但断层、陷落柱与封闭不良钻孔会破坏该区域的底板完整性，降低了底板的阻隔水性，成为奥灰水的突水通道，因此构造与封闭不良钻孔是本区底板突水的主控因素，是今后底板水害防治工作的重点。并且在构造（断层、裂隙和陷落柱）发育地段，峰峰组灰岩水能够沿含（导）水构造进入（溃入）矿井；因此，在该区域掘进回采前需采用不少于2种物探手段进行勘查，并结合钻探进行验证，查清掘进头附近和回采工作面内构造的含（导）水性，对于已查明的含（导）水构造，需采取注浆封堵加固或留取足够的保护煤柱等措施，以确保煤矿生产安全。

带压开采危险区：0.06 MPa/m≤T＜0.10 MPa/m区域；0.01 MPa/m≤T 区域。突水系数大于底板受构造破坏块段临界突水系数0.06 MPa/m，本区发生奥灰突水的危险险较大，需进行区域注浆加固底板或改造含水层等有效措施，并进一步进行奥灰带压开采安全性评价论证，在评价的相对安全区内，方可进行采掘工作。

井田东北部煤层底板突水系数大于0.1 MPa/m的区域为带压开采危险区，建议该区域不宜开采。