亿欣煤业老空区积水探放实践与应用

尚建凯

(山西晋煤集团晋圣亿欣煤业有限公司，山西 晋城 048006)

0 引言

亿欣煤业位于山西省晋城市沁水县城龙港镇尧都村，晋城规划矿区西南部。井田地理坐标为北纬35°37′59″～35°41′20″，东经111°58′43″～112°04′57″。矿区距沁水县城约10 km，沁水—中村县级公路在井田南部通过，侯(马)—月(山)铁路在井田东北部通过，阳翼高速公路在井田中部近东西向通过，交通条件十分便利。

亿欣煤业是一座资源整合兼并重组矿井，由5个矿井整合而成，由山西沁水西港煤业有限公司、山西沁水富景西都煤业有限公司、山西沁水龙都煤业有限公司、山西沁水明阳煤业有限公司、山西沁水祖河煤业有限公司兼并重组而成，并新增了部分空白资源。井田南部与晋圣三沟鑫都煤业相邻，西部与晋圣松峪煤业相邻，西北部与翼城东沟煤业相邻。井田面积为31.516 7 km2，设计生产规模120万t/a。矿井开拓方式为平硐-立井综合开拓方式，主平硐、副平硐在原富景西都煤业平硐基础上进行改造利用，其中原富景西都煤业开采后存在2处老空区，探放老空区积水是保障矿井安全最有效的措施之一。

1 地质及水文地质条件

1.1 地质条件

井田位于山西晋城沁水煤田西南部边缘的沁水普查区域内，井田西北部，西南部第四系上更新统(Q3)地层大面积出露，全新统(Q4)在井田中部杏河河谷及其两侧分布；井田范围内大面积分布有二叠系上统上石盒子组(P2s)、二叠系下统下石盒子组(P1x)地层，低凹地带，河谷两侧分布有二叠系下统山西组(P1s)，石炭系上统太原组(C3t)地层，石炭系中统本溪组(C2b)、奥陶系中统峰峰组(O2f)地层零星出露。

2#煤层：位于山西组中部，井田区域内外有钻孔及井巷工程对煤层进行了控制，煤层厚度0.25～2.40 m，平均1.50 m。井田范围内东部及西部的煤层较厚，中部逐渐变薄属于不可采区域。为大部可采煤层，煤层结构简单，很少有夹矸，局部煤层含一层夹矸，其顶板岩性为黑灰色砂质泥岩、细-中粒砂岩，底板岩性为灰黑色泥岩、粉砂岩。

15#煤层：位于太原组底部，井田区域内外有钻孔及井巷工程对煤层进行了控制，K2灰岩为其直接顶板，煤层厚度1.60～4.29 m，平均2.55 m。井田内煤层厚度由东部向西逐渐变薄，为井田内赋存区稳定可采之煤层，煤层层位及厚度均很稳定，属结构简单稳定型煤层。15#煤层中含1～2层泥岩夹矸，其顶板岩性为K2灰岩，大部分有炭质泥岩伪顶；底板为中厚层状泥岩、炭质泥岩。

1.2 水文地质条件

该区属黄河流域沁河水系沁水河支流，界内主要为杏峪河上游冲沟，地表水由南、北向中部汇集到杏峪河，多年平均降水量609.5 mm。

第四系松散沉积物孔隙含水层：井田内无大面积分布，多为沟谷底部或山间斜坡与低凹处，其含水层的埋深较浅，渗透性强，难存储水，受季节变化影响较大；受区域内煤矿的广泛开采，第四系含水层处于疏干、半疏干状态。

二叠系碎屑岩类裂隙含水层：该含水层主要指石盒子组及山西组，主要补给源为大气降水和上覆含水层的渗透补给，含水层主要分布于2#煤层上部的K8砂岩，井田内2#煤层经过开采的多年，存在大量采空区，在采空区塌陷范围区域，地下水位下降，含水层含水量已接近半疏干状态。

石炭系上统太原组灰岩及砂岩岩溶裂隙含水层：含水层位于该组地层的上部与中部，K6与K5、K4、K3、K2灰岩及厚层中粒砂岩即属该类含水层，含水层富水性受裂隙发育程度及构造或补给条件等因素控制，其不同地段富水性差异较大。据本井田施工ZK3-2号水文钻孔15#煤层段抽水试验资料，钻孔单位涌水量0.016～0.019 L/(s·m)，平均为0.017 5 L/(s·m)，渗透系数按承压公式计算为0.090～0.103 m/d，平均为0.096 5 m/d。

奥陶系中统碳酸盐类属于岩溶裂隙含水层：本次井田内施工ZK3-2号水文钻孔，深度403.31 m，相当标高731.95 m，未见地下水，已穿透奥陶系峰峰组地层，揭露上马家沟组地层129.63 m。据位于井田西南部的原沁水县龙都煤业有限公司2009年施工的一眼开采奥陶系岩溶水的深井资料，井深803.5 m，含水层为奥陶系中统下马家沟组和寒武系上统，经连续7天抽水观测静水位埋深499.50 m，水位标高702.91 m，位于井田SE10 km处的下沃泉村(延河泉域范围内)岩溶深井水位标高696 m，按区域地下水流向，该井位于龙都煤业有限公司深井的下游方向，计算两井间水力坡度仅0.7‰，说明泉域西边界附近地下水处于滞缓状态。据此，确定井田内岩溶水位标高为702～705 m。

2 探放老空区积水设计

2.1 工程概况

亿欣煤业首采盘区为15#煤层一盘区，煤层厚度平均2.55 m，煤层顶板为K2灰岩，底板为炭质泥岩，水文地质类型为中等，一盘区上覆2#煤层厚度小于0.6 m，属于不可采区域。从主、副平硐井底，沿15#煤层顶板，向东方向布置3条大巷，分别为：东轨道大巷、东胶带大巷和东回风大巷。在主平硐的东侧存在一处老空区，积水面积21 291 m2，积水量13 462 m3，积水标高1 059.8～1 072.6 m，积水水头为12.8 m，为及时把老空区积水疏放完，防止出现突水事故的发生，特编制探放老空区积水设计。

2.2 钻场位置确定及验算

钻场位置确定：根据现场条件主、副平硐距积水区域较远，为合理疏放老空水，钻场预先设计在东轨道大巷200 m处，钻场距老空区68 m，钻孔起始位置标高1 055.3 m，钻孔终孔位置标高1 061.2 m，老空积水区标高1 059.8～1 072.6 m，钻场钻孔位置水压为0.173 MPa，预计放水量10 238 m3。

钻场安全煤柱留设情况验算：根据《煤矿防治水细则》中公式(1)计算施工过程中防隔水煤柱[1-2]。

(1)

2.3 探放水钻孔设计、钻机配备

钻孔设计：钻场布置5个钻孔，相关设计参数见表1。在疏放老空区积水过程中先施工1#钻孔，根据出水情况再施工2#、3#、4#及5#钻孔。

表1 钻孔设计参数

止水套管长度的确定：按照《煤矿防治水细则》中“水压小于1 MPa止水套管长度必须大于5 m”及“探放老空积水止水套管长度不得小于10 m”，此次探放水最高水压为0.173 MPa，止水套管设计为10 m。

止水套管的施工：选择煤壁坚硬地段开孔，开孔孔径为φ127 mm，钻进至10 m下φ108 mm孔口管，从孔口管内向四周压入水泥浆，水泥浆凝结不小于48 h后扫孔，安装压力表和止水闸阀，注水进行耐压试验，试验压力大于孔口末端承受静水压力的1.5～2倍，试验合格后，钻进至老空积水区域，采用无芯钻进。

钻机配备：钻机型号：ZLJ-700煤矿坑道钻机，起拔力50 kN，推动力30 kN，钻孔角度范围0°～360°。选取φ42 mm钻杆，每根钻杆的长度为1 000 mm；选取φ127 mm钻头和φ75 mm钻头各一个。

2.4 钻孔涌水量及排水设备选择

钻孔涌水量：根据《煤矿防治水手册》中单孔出水量计算公式(2)计算单孔出水量。

(2)

排水设备选择：根据老空区积水量，要求水泵及排水能力要满足排出最大放水量[13-14]，经过计算最大排水量与扬程，排水设备选用100D-45×2型离心泵和4寸排水管路进行排水，其中水泵4台，2台工作，1台备用，1台应急。

2.5 安全技术措施

钻探工作开始前，所有参与疏放老空区积水的人员及钻探人员应参加培训学习《煤矿安全规程》《钻探工操作规程》《探放老空区积水设计及安全技术措施》等规程。施工前应加强东轨道大巷200 m处钻场附近的巷道支护，并在钻场迎头打好坚固的立柱和拦板。在东轨道大巷200 m处挖好排水沟及水仓，将预定好的排水设备配备到位方可钻探。在东轨道大巷200 m处钻场安设专用电话。参与此次探放老空区积水的人员均应掌握避灾路线，并使安全退路畅通无阻，同时要与相邻工作地点保持信号联系，以便万一出水，能马上通知人员撤离。根据设计，标定探水孔角度时，由地测科测量人员现场指导标定。地测防治水科防治水技术人员及探水队队长应亲临现场，共同确定钻孔的方位、倾角。当探放水孔钻入老空水体时，应停止钻探，但不得拔出钻孔内的钻杆。当钻孔内的涌水量突然增大时，现场人员应立即向矿调度室汇报，并派人监测钻孔内涌水情况。发现情况危急时，应当立即撤出矿井内所有受水害威胁区域的人员到安全地点。

3 效果验证

探放老空区积水设计完成后，探水队严格按照设计方案对老空区的积水进行了钻孔疏放，施工1#孔施工至73 m时至老空区，有夹钻现象，初始涌水量6 m3/h；施工2#孔至67 m时至老空区，初始涌水量58 m3/h；未施工3#、4#、5#孔。放水过程中采用止水闸阀对放水孔进行了控制，用时16 d，共计放水量9 682 m3。由于及时排水，避免了巷道积水可能引发的事故，保证了正常生产工作，说明方案设计合理，符合煤矿的实际情况，促进了煤矿安全发展。

4 结语

本次探放老空水采取主动探放原则，根据亿欣煤业的地质及水文地质资料，在亿欣煤业采掘工程平面图上认真分析老空区具体位置，确定老空区的积水范围和积水量，对探放水钻孔进行设计，正确疏放了老空区积水。在实践工作中应用良好，对疏放井田内的老空区积水具有指导意义。