李如燚

(山西省晉神能源有限公司,山西 忻州 036500)

0 引言

山西省晉神能源有限公司沙坪煤礦位于山西省河曲縣城東南約32km的黃河東岸，生產(chǎn)能力400萬t/a，2010年投產(chǎn)?，F(xiàn)采8號煤層即將資源枯竭，2017年礦井主、輔運大巷延深至13號煤層，配采9、10、11、12號煤層，延深水平建設周期3a，預計2020年投產(chǎn)。延深水平回風大巷為矩形斷面，凈斷面為5.8 m×4.2m，錨網(wǎng)支護，以+5‰的坡角延13號煤層頂向前掘進。

2018年5月21日，延深水平回風大巷掘進至373m時，巷道頂板錨索孔淋水，水量4 m3/h，呈無水壓自流狀態(tài)，水質(zhì)透明無味，持續(xù)30d水量無增減；2018年6月22日掘進至700m時，超前探水鉆孔突水，水壓0.14MPa，涌水量76m3/h，水質(zhì)透明無味；2h后水壓降至0.05MPa，涌水量穩(wěn)定至56m3/h。突水點底板標高低于奧陶系巖溶水位帶壓掘進，2h內(nèi)涌水量達152m3，沙坪煤礦擔心奧陶系巖溶水介入，決定該工作面立即停止掘進，突水水源的準確判斷成為影響沙坪煤礦延伸水平建設施工的關鍵因素。

1 礦井地質(zhì)及水文地質(zhì)條件

1.1 地層、構造

沙坪井田位于河東煤田北部的河曲礦區(qū)，地表為侵蝕性黃土丘陵地貌，大部為新近系、第四系松散層覆蓋，基巖主要出露于井田西部、北部的溝谷及其兩側，地勢東高西低。區(qū)內(nèi)賦存奧陶系中統(tǒng)上馬家溝組，石炭系上統(tǒng)本溪組、太原組，二疊系下統(tǒng)山西組、下石盒子組，二疊系上統(tǒng)上石盒子組，新近系上新統(tǒng)保德組，以及第四系中上更新統(tǒng)和全新統(tǒng)等。地層總體呈向北西傾斜的平緩單斜構造形態(tài)，據(jù)8號煤層采掘揭露，井田內(nèi)未見落差大于1m的斷層和巖溶陷落柱，無巖漿巖侵入，地質(zhì)構造簡單。

沙坪井田主要含煤地層為石炭系上統(tǒng)太原組和二疊系下統(tǒng)山西組，含煤地層平均厚107.33m，含煤10層，其中8、13號煤層全區(qū)穩(wěn)定可采，9、10、11、12號煤層大部穩(wěn)定可采，6、7、14、15號煤層不可采，煤層總厚34.53m，含煤系數(shù)32.17%。

1.2 水文地質(zhì)條件

沙坪煤礦水文地質(zhì)類型為中等，主要含水層為奧陶系中統(tǒng)巖溶裂隙含水巖組(富水性中等―極強)，石炭系、二疊系及三疊系砂巖裂隙含水巖組(富水性弱―中等)，新近系上新統(tǒng)松散層及礫巖孔隙、裂隙含水巖組(富水性弱)，以及第四系松散層孔隙含水巖組(富水性弱)；隔水層主要為本溪組和石炭、二疊系含水層之間泥巖類地層。

沙坪井田位于天橋泉域西部邊緣，奧陶系巖溶水由井田東部、北部接受補給，向西南運移；煤系砂巖裂隙水和新近系、第四系松散層孔隙水補給來源主要是大氣降水和上部含水層的越流補給，煤系砂巖裂隙水徑流方向與地層傾向一致(由南東向北西)；新近系、第四系松散層孔隙水與地表水徑流方向基本一致(由東向西)，最終匯入黃河。礦井主要充水水源為大氣降水、地表水、采空水、煤系砂巖裂隙水和奧陶系巖溶水，主要充水通道為地表塌陷、裂縫和地下采動破壞。

本區(qū)地表水系屬黃河流域，黃河為區(qū)域侵蝕基準面，歷史最高洪水位+842.46m，豐水期最高水位+835m，枯水期最低水位+832m；歷年最大洪峰流量10 300m3/s，河床坡降0.07%。沙坪井田位于黃河東岸縣川河匯水區(qū)，縣川河為季節(jié)性河流，位于井田南部，是黃河主要支流，井田內(nèi)溝谷縱橫，無常年河流和水體，僅發(fā)育季節(jié)性沖溝，平時干涸無水，雨季由東向西匯入黃河。

沙坪井田內(nèi)奧陶系中統(tǒng)底部發(fā)育20～50m碳酸鹽巖3～4層，巖性以灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r及泥灰?guī)r為主，巖溶發(fā)育，透水性好，為煤系下部主要含水層；據(jù)區(qū)內(nèi)鉆孔資料，單位涌水量0.337～22.67L/(s·m)，滲透系數(shù)0.122 9～14.432m/d，礦化度0.395g/L，總硬度390.73～1 142.28mg/L，pH值7.79～7.9；富水性中等―極強，井田奧陶系巖溶水位標高843～848m，水質(zhì)類型為HCO3―Ca·Mg 和SO4·Cl―Ca·Na·Mg型。

石炭系上統(tǒng)太原組含水層由太原組底部S1中粗粒砂巖、上部9、10號煤層間的砂巖透鏡體、以及本溪組頂部L1灰?guī)r組成。砂巖節(jié)理裂隙較發(fā)育。據(jù)區(qū)內(nèi)鉆孔資料，單位涌水量0.002 6～0.015 1 L/(s·m)，滲透系數(shù)0.014～0.326m/d，礦化度0.558～1.3g/L， 總硬度545.13～892.5mg/L， pH值7.6～7.7，富水性弱―中等，水質(zhì)類型為HCO3―Ca·Mg和HCO3―Na·Mg·Ca型。

圖1 沙坪井田采空積水區(qū)分布Figure 1 Shaping minefield gob water areas distribution

二疊系下統(tǒng)山西組、下石盒子組砂巖含水層主要由S2、S3、S4砂巖標志層及其層間砂巖組成，砂巖裂隙發(fā)育不均衡，據(jù)區(qū)內(nèi)鉆孔資料，單位涌水量0.000 9～0.187L/(s·m)，滲透系數(shù)0.002 3～2.016m/d，礦化度0.35～0.5g/L，總硬度199.20～1 964.62mg/L，pH值6.8～7.7，富水性弱―中等，水質(zhì)類型為HCO3―Ca·Mg型。二疊系上統(tǒng)上石盒子組含水層主要由S4砂巖標志層及其層間砂巖組成，砂巖裂隙不發(fā)育，據(jù)鄰區(qū)和區(qū)域水文地質(zhì)資料，單位涌水量小于0.1L/(s·m)，富水性弱，水質(zhì)類型為HCO3―Ca·Mg型。

沙坪煤礦為資源整合礦井，井田8號煤層已進入末采，采空積水區(qū)主要分布于已采工作面低坳區(qū)和部分整合煤礦采空區(qū)(圖1)，北部、中部較多，地表塌陷、裂縫均已回填。采空積水區(qū)共12處，積水面積20.53萬m2，積水量23.73萬m3；老(古)空區(qū)集中于井田東部煤層露頭附近，主要分布在井田北部邊緣、東部及南部，古窯開采歷史較長，采煤方法簡單，采掘深度不超過50m；老(古)空積水區(qū)僅存在于8、9、13號煤層，其中8號煤層7處，積水面積14.75萬m2，積水量10.43萬m3，9號煤層8處，積水面積75.48萬m2，積水量35.98萬m3；13號煤層10處，積水面積23.44萬m2，積水量22.29萬m3。

2 突水水源判斷

延深水平回風大巷突水可能來自地表水、煤系砂巖裂隙水、采空積水或奧陶系巖溶水等水源，及其兩種或兩種以上水源的混合。通過現(xiàn)場調(diào)查和資料分析，結合延深水平回風大巷淋水、突水、地表水以及奧陶系巖溶水水質(zhì)化驗結果，利用排除法對突水水源做出判斷。

2.1 地表水

沙坪井田地面無常年水體，延伸水平回風大巷373～700m地表位于菅家溝北坡(圖1)。據(jù)河曲縣氣象資料，2018年5、6月的月降雨量30～50mm，日降雨量小于10mm，均為短時小雨。井田內(nèi)廢棄井口均永久封閉，礦井高程最低的副平硐井口標高+846.471m，高出黃河歷史最高洪水位4m；突水點上部為8號煤層主、輔運大巷，無采空和小窯破壞區(qū)，無封閉不良鉆孔；經(jīng)現(xiàn)場踏勘無地質(zhì)構造，地表未見采空裂縫、塌陷和地質(zhì)滑坡等基巖活動跡象，首先排除大氣降水及地面水體潰入井下的可能。

表1 沙坪井田水質(zhì)化驗結果

注：地表水—沙坪煤礦2018年5月2日取自黃河東岸；回風大港淋水—山西省地質(zhì)勘查局217隊，2018年5月21日?。换仫L大巷突水—山西省地質(zhì)勘查局217隊，2018年6月22日?。粖W陶系巖溶水—山西省地質(zhì)勘查局217隊2018年5月21日取自沙坪煤礦水源井；裂隙帶淋水—沙坪煤礦2018年7月3日延伸水平回風大巷812m取。

2.2 采空積水

延深水平回風大巷突水點位于沙坪井田中部偏西(圖2)，北部有8號煤層采空積水3處與大石溝煤礦老空積水1處，積水面積3.73萬m2，積水量3.35萬m3，水平距離130～900m；西部有火山煤礦9號煤層老空積水區(qū)1處，積水面積4.47萬m2，積水量3.3萬m3，水平距離970m；南部有8號煤層采空積水區(qū)1處，積水面積0.16萬m2，積水量0.12萬m3，水平距離550m。延深水平回風大巷373～700m巷道底板標高+839～+890m，對應地面高程+1 000～+1 050m，埋深161～170m，地層傾角2°～4°，上部8、9、13號煤層130m范圍內(nèi)無采掘活動，其間未揭露地質(zhì)構造；北部3處及南部1處采空積水為8號煤層2008—2015年采空區(qū)，無小窯破壞，地層未形成采動裂隙及彎曲下沉，采空積水無法到達。

北部大石溝煤礦和西部火山煤礦均為2006年整合關閉礦井，2處老空積水，其間隔水煤柱完整，無礦山壓力顯現(xiàn)，老空積水被隔離。

突水點距8號煤層露頭線2.6km，經(jīng)地面物探和8號煤層采掘驗證，附近無古窯采空。延深水平回風大巷373m頂板淋水水質(zhì)化驗結果表明，其Fe3+質(zhì)量分數(shù)偏低，pH值呈弱堿性(7.16～7.43)，與采空水pH值呈酸性、Fe3+質(zhì)量分數(shù)偏高相背離，表明延伸水平回風大巷突水非采空積水水源。

2.3 奧陶系巖溶水

延深水平回風大巷突水點底板標高+839m(圖2)，奧陶系巖溶水位標高+844.5m， 突水點巷道底板標高低于奧陶系巖溶水位5.5m，帶壓0.55MPa，隔水層厚度62.81m，屬奧陶系巖溶水帶壓區(qū)。突水2h后涌水量由76m3/h減小為56m3/h，水壓由0.14MPa降至0.05MPa，遠小于奧陶系巖溶水水壓0.55MPa。延深水平回風大巷突水后，373～700m巷道頂板錨索孔淋水明顯減小，突水點水壓明顯降低，涌水量減小并穩(wěn)定下來，表明突水水源水量有限；水質(zhì)化驗結果中的質(zhì)量分數(shù)和pH值等水化學特征相同，表明延伸水平回風大巷淋水與突水為同一水源。

2.4 煤系砂巖裂隙水

沙坪煤礦礦井正常涌水量48.85m3/h，在同一開采深度上，與采空區(qū)面積增量相關性較弱(圖3)，與大氣降水相關性不強。2015―2018礦井涌水量變化幅度較小，最小32 m3/h(2018年2月)，最大69.9m3/h (2015年9月)，年均49.07m3/h，礦井涌水量基本穩(wěn)定。

圖2 延深水平回風大巷井上下對照Figure 2 Deepening level main return way surface-underground contrast drawing

日期圖3 礦井涌水量相關曲線Figure 3 Mine water inflow growth correlation curves

據(jù)沙坪煤礦8號煤層采掘揭露，礦井充水主要表現(xiàn)為掘進巷道煤層頂板裂隙的滲水、滴水和淋水，且涌(淋)水點位置隨巷道的掘進進度間斷出現(xiàn)，均為臨時或短期性的，一般持續(xù)7～20d，個別點達3個月，之后水量逐漸枯竭。

沙坪煤礦自2010年投產(chǎn)以來井下各涌(淋)水點涌水量大小不等，最小0.13m3/h，最大9.4m3/h(不含本次突水)，均為頂板淋水且持續(xù)時間較短，大多都是靜儲量為主的頂板砂巖裂隙水，補給條件較差，短期疏干后枯竭。由此可見，煤層頂板的裂隙涌(淋)水是礦井涌水主要組成部分，礦井涌水量主要來自煤層頂板砂巖裂隙水和部分采空積水的排放。

綜上所述，沙坪煤礦延深水平回風大巷突水水源非地表水饋入，非采空積水水源，亦非奧陶系巖溶水水源；同時其突水水量有限并呈現(xiàn)逐漸減小趨勢，具砂巖裂隙水水化學特征，因此認定延深水平回風大巷突水水源為煤系砂巖裂隙水。因其水量有限，水壓較小，不會影響延深水平回風大巷的正常掘進，建議沙坪煤礦完善臨時排水系統(tǒng)后立即回復掘進。

3 驗證情況

2018年6月22日延深水平回風大巷掘進至700m突水后停掘，突水點涌水量76 m3/h，2h后穩(wěn)定在56 m3/h；完善臨時排水系統(tǒng)后于次日恢復掘進，突水點涌水量56 m3/h；2018年6月24日突水點涌水量降至30m3/h，次日10m3/h，一周內(nèi)逐漸減小至淋水。延深水平回風大巷突水涌水量總計3 600 m3，持續(xù)10d，呈現(xiàn)迅速下降并逐漸枯竭趨勢，驗證了延深水平回風大巷突水水源水量有限的判斷。

延深水平回風大巷自700m突水點向前掘進112m時，出現(xiàn)一組2～5cm寬的張扭性裂隙帶，裂隙走向與巷道延伸方向斜交(圖2)，貫穿巷道四壁，其上部8號煤層巷道相應位置亦有揭露，裂隙揭露時有淋水現(xiàn)象。裂隙帶揭露2d前突水點表現(xiàn)為淋水，揭露后突水點淋水消失；通過對延伸水平回風大巷812m裂隙帶淋水點取樣化驗，結果表明裂隙帶淋水水化學特征與突水點相同，驗證了突水水源為煤系砂巖裂隙水，而該裂隙帶構成延深水平回風大巷突水的導水通道。

4 結論

2)在煤礦井下采掘過程中，當回采工作面或掘進頭遇到水情時，應立即停止采掘活動，采集水樣化驗并獲取水化學分析結果，結合井田內(nèi)地表水、砂巖裂隙水、奧陶系灰?guī)r水以及采空積水等水源的水化學特征，綜合分析礦井地質(zhì)及水文地質(zhì)條件，查明礦井水充水條件、充水因素、涌水量構成以及井田各可采煤層的積水情況，迅速、準確判斷水源，并依據(jù)判斷結果制定可靠有效的防治措施后盡快恢復生產(chǎn)。