断层构造影响下气井保护煤柱留设与压煤开采研究*

王大为

(1.中煤科工生态环境科技有限公司，北京 100013；2.中煤科工集团北京土地整治与生态修复科技研究院有限公司，北京 100013)

我国西南某些矿区，天然气与煤炭资源在矿区平面上高度叠合，随着资源的大规模开发，天然气与煤炭开采冲突日益突出[1-2]。大批天然气井先后在煤矿井田范围内建设、生产，井深可达数千米，钻穿整个含煤地层，与此同时带来了煤矿生产安全、气井保护等诸多技术难题[1-4]。大量的生产实践表明：受煤矿采动影响，气井及其井场所在地表及岩层发生移动变形，气井井筒则容易出现剪切、扭曲、拉伸及压缩等多种形式的变形或失稳[3-6]。气井井筒及其井场附属设施发生损坏不仅会影响天然气资源的生产运行，同时也给煤矿的安全生产带来重大隐患并严重影响当地居民的生活。

西南地区地形高低起伏，地质条件复杂，断层发育，“三下”开采难度大[7-9]。为实现既保证煤矿的生产安全，最大限度解放地下煤炭资源，又保证气井及其附属设施的安全运行，降低损害风险的目的，煤矿开采要合理留设气井及其井场的保护煤柱[10]。

1 工程概况

1.1 地质采矿条件

研究区位于西南煤矿某采区，矿区地层主要为三叠系和侏罗系地层，最老地层为中三叠统雷口坡组(T2l)，最新地层为中下侏罗统第四段(J1-2z4)即凉高山段。本区含煤地层为上三叠统须家河组(T3xj)，研究区规划开采K14、K21煤层，K14煤层：平均厚度0.57 m，采高1.2 m，煤层倾角34°，规划区采高450～610 m；K21煤层：平均煤厚0.55 m，采高1.2 m，煤层倾角34°，规划区采高410～620 m。该井田地质构造比较复杂，背斜构成井田构造的主体，该采区位于背斜构造东翼，北端以F9断层为自然边界，南端以F1断层为自然边界，下部边界(运输水平)-100 m水平，上部边界(回风水平)+100 m水平。根据开采规划，研究区涉及断层为F1断层，K14、K21煤层均被错断，且发育位置位于研究区正下方。F1断层属压扭性逆断层，斜穿采区，倾角35°，最大落差250 m，该断层对煤层及顶底板破坏较大，给开采带来较大难度。

1.2 气井情况

根据开采规划，研究区内涉及两处气井井场，分别为4井场(包括4、5、11井)和21井场(包括21井)，井场范围内分布有各类集输、增压等附属设施。气井及其井场所处地面位置较平缓，表土层较薄。4井、5井和11井在同一井场，井深分别为4 056 m、3 344 m、2 990 m，井场地面标高511.46 m；21井井深3 361 m，井场地面标高526.40 m。气井井身结构主要由表层套管、技术套管、气层套管以及各层套管外的水泥环等组成。套管固井方式为无缝钢管+水泥环，连接方式为丝扣连接，各气井套管技术参数如表1所示。油管位于套管中间，为N80无缝钢管，连接方式为丝扣连接，油管采用悬吊式固定于井口。

表1 气井套管技术参数

2 气井及其井场保护煤柱留设

2.1 煤柱留设参数

因井场内布置有大量天然气管道和相关配套设施，且天然气井属高承压可燃性气井，天然气内含多种有毒有害气体，因此保护对象为气井以及整个井场。

根据《建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规范》[11](以下简称《“三下”开采规范》)规定，本研究区井场的保护等级确定为Ⅰ级，围护带宽度为20 m，按照移动角进行设计。冲积层厚度3.5 m，冲积层移动角度暂按常规取值，为45°。

参照相邻矿区的岩移参数并结合《“三下”开采规范》，综合确定本次煤柱留设角值，如表2所示。

表2 4、21井场保护煤柱留设移动角取值/(°)

2.2 保护煤柱留设

4井场与21井场之间相距较近，平面间距160 m左右，两井场之间还有大量管线等相关附属设施埋设，因此本次保护煤柱留设将两个井场做为一个整体进行设计，保护煤柱采用垂直剖面法留设，沿煤层走向和倾向作垂直剖面，在剖面上确定煤柱边界。

由于4、21井场位于F1断层之上，根据《“三下”开采规范》第83条规定，为使断层两翼均包括在保护煤柱范围内，同时提高煤柱范围内对应断层两翼煤层标高的准确性，确定在断层两翼(断层上、下盘)中各采用一地质剖面计算保护煤柱范围，将两煤柱范围重叠部分划定为此次气井及其井场保护煤柱范围，如图1、图2所示。

3 压煤开采与采动影响分析

综合4井、21井场压煤开采规划以及保护煤柱留设范围，K21煤层在该采区布置三个工作面，K14煤层在该采区布置两个工作面，如图1、图2所示。

图1 K21煤层气井及其井场保护煤柱范围图

3.1 岩移预计参数

采用概率积分法进行地表移动变形预计，预计参数参考相邻矿区的实测成果，确定岩移预计参数如下：下沉系数：q=0.69；水平移动系数：b=0.35；主要影响角正切：tgβ上=1.6，tgβ下=1.3；开采影响传播系数：k=0.40；拐点偏移距：S=0.06H；煤层开采高度：K21煤层1.2 m，K14煤层1.2 m。

3.2 移动变形预计结果

采用概率积分法和上述预计参数，对以上开采进行移动变形计算，并绘制地表移动变形等值线图，如图3～图5所示，气井井口位置移动变形值如表3所示。

图4 研究区沿煤层走向、倾向方向地表倾斜变形等值线图/(mm/m)

图5 研究区沿煤层走向、倾向方向地表水平变形等值线图/(mm/m)

表3 煤层开采引起气井井口所在地表最大移动变形值

煤层上覆岩层下沉变形过程中，不同深度层位发生的竖向变形对气井及其套管井筒会造成一定影响，主要表现为压缩或拉伸变形。为此，本次统计了气井围岩不同深度处的下沉情况，如表4所示，并以此分析了气井围岩不同深度所发生的竖向变形情况，其中，4井竖向变形情况如图6所示。

表4 气井围岩不同深度处下沉值/mm

图6 4井井筒各位置下沉、竖向变形曲线图

由表3及图6可知，按开采方案开采结束后，4井变形情况如下：地表下沉值为52 mm，沿煤层走向方向倾斜变形值为0.54 mm/m，沿煤层倾向方向倾斜变形值为0.38 mm/m，沿煤层走向方向水平移动值为94 mm，沿煤层倾向方向水平移动值为37 mm，沿煤层走向方向水平变形表现为拉伸变形，变形值为0.8 mm/m，沿煤层倾向方向水平变形表现为压缩变形，变形值为0.19 mm/m。

井筒竖向变形是导致井壁破坏的主要因素之一[3-4,6]，开采结束后，井筒竖向方向均为压缩变形，最大压缩变形值小于0.4 mm/m，气井及其井场所承受的竖向压缩变形值和水平变形值均较小，气井及其井场不会产生显著的破坏，不会影响正常使用。5、11、21井竖向变形情况类似于4井。

4 结 论

通过在断层两翼(断层上、下盘)各采用一个地质剖面对气井及其井场进行保护煤柱留设，并指导压煤开采方案设计，不仅可以有效的保护气井以及井场附属设施，而且可以实现井场压煤较大程度的解压。