龙门塔施工组织设计(定).doc

山西柳林联盛龙门塔煤业有限公司矿井兼并重组整合项目施工组织设计 第一章 工程概况第一节 编制依据、施工及验收标准1、2009年9月10日，山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室以晋煤重组办发200933号文件对吕梁市柳林县煤矿企业兼并重组整合方案下达的批复意见，同意吕梁市上报的柳林县煤矿企业兼并重组整合方案。根据该整合方案山西柳林龙门塔煤业有限公司和柳林县柳林镇薛锄联营煤矿2个矿井重组整合为山西柳林联盛龙门塔煤业有限公司，重组整合后井田面积8.769Km2，批准开采4-10号煤层，批准重组后矿井生产能力为0.9Mt/a。根据山西省人民政府办公厅文件晋政办发2009100号文件和山西省煤炭工业厅 “关于加快兼并重组整合煤矿改造建设工作的安排意见”晋煤办基发2010753号，同意编制的山西柳林联盛龙门塔煤业有限公司矿井兼并重组整合项目初步设计; 晋煤监安二字2010 573号，同意编制的山西柳林联盛龙门塔煤业有限公司矿井兼并重组整合项目初步设计安全专篇;2、山西省国土资源厅颁发的采矿许可证（14000020091112220044661）。3、建设工程施工合同；4、煤矿安全规程，山西省煤矿建设安全规定（试行），煤矿建设工程施工及验收规范等；5、煤矿建设工程施工定额标准（工期定额、劳动定额、材料定额）、强制性标准。6、建设单位提供的矿井现状、图纸等有关资料。第二节 井田自然概况一、工程位置山西柳林联盛龙门塔煤业有限公司煤矿地处河东煤田中部，位于柳林县县城东南约2.5km陈家湾乡及柳林镇，行政区划属柳林县陈家湾乡及柳林镇管辖，其地理坐标为：东经1105412-1105714，北纬372423-372934。该井田地处县城东南部2.5km，井田中部有县级公路通过，距307国道2.5km，距孝柳铁路青龙站4.5km，交通运输条件较为便利。见交通位置图1-1-1。二、地形地貌该井田地处晋西黄土高原，属吕梁山西侧的中低山区，地貌类型以侵蚀的黄土梁、峁为主，其次为黄土沟谷地貌中的冲沟。井田地势总体为两侧高，中间低，最高点位于井田西部，海拔1037.3m，最低点位于井田中部的沟谷中，海拔828.5m，最大相对高差208.8m。三、河流水系井田内有锄沟，井田东部外围有罗侯沟，均为季节性流水，雨季有雨时流水，冬季枯干，其季节性流水最后汇入三川河流进黄河。四、气象及地震本区属大陆性半干旱气候。春季干旱无雨，夏季炎热多雨，秋季温度适中，冬季寒冷干燥。多年日平均最高气温32.5，最低气温-20.1，多年平均气温12.5。全年无霜期175天，每年11月底冻结，翌年月初解冻。最大冻土深度0.91m，降水量为374.4577.7mm，大多集中在78月份，年平均蒸发量1711mm，蒸发量大于降雨量。风向多为西北风，平均风速3.8ms，最大积雪厚度为36cm。本区地处吕梁地隆区，喜玛拉雅期以来，区域地震活动较弱，在历史上未发生过5级以上的地震，根据记载只受邻区地震影响。如1829年4月离石（北纬37.5，东经111.2）发生的5.25级地震和1891年4月17日孝义、介休（北纬37.1，东经111.9）发生的5.75级地震时区内有感觉，表现为房响尘土落。依据GB18306-2001中国地震动参数区划图，柳林县地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为度。五、矿井地质(一)区域地质1、区域构造本井田位于吕梁背斜西翼，地层走向大致为北北西到北西，倾向南西。在此基盘上发育有次一级波状起伏和大小不等的断裂构造。本井田位于鄂尔多斯盆地东部边缘，吕梁背斜之西翼，河东煤田中部，大地构造位置处于华北地块之次级单元河东凹块之中，区域上构造为一单斜构造，地层倾向南西，倾角413，区内断裂构造不发育。2、区域地层本井田区域构造位置处于鄂尔多斯台坳之河东断凹，兴县-石楼南北向断褶带中南部。区域地层由老到新有：古生界奥陶系中统，石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组，二叠系上统上石盒子组，新生界第四系中、上更新统，全新统。3、区域含煤特征区域上含煤地层主要为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。太原组(C3t)：由深灰色、灰黑色泥岩、砂质泥岩、中粗粒砂岩、灰岩及煤层组成，为一套海陆交互相含煤沉积。该组旋回结构清楚，厚度很稳定，一般含6、7、8、9、10号煤层，其中8、9、10号煤层为稳定全区或大部可采煤层，其余为不可采煤层。山西组(P1s)：山西组是以陆相沉积为主的海陆交互相含煤沉积，地层岩性由深灰灰黑色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、灰色砂岩及煤层组成，本组含有1、2、3、4、5号煤层，其中4、5号煤层为稳定可采煤层，其余为不可采煤层。(二)矿井地质1、地层本井田位于沙曲井田规划区的东部，井田大部分被黄土覆盖，基岩零星出露。井田内发育的地层由老至新有奥陶系中统，石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组及上统上石盒子组，上第三系上新统，第四系中上更新统的地层。现将井田内地层层序、厚度、岩性及其变化情况由老至新简述如下：(1)奥陶系中统峰峰组(O2f)奥陶系中统为灰色、深灰色石灰岩、灰白色、黄灰色泥质灰岩、灰色中厚层花斑状灰岩、白云岩等组成，石灰岩质纯、性脆，本组厚度大于100m。(2)石炭系中统本溪组(C2b)岩性为一套铁铝岩、铝土质泥岩、粘土岩、灰黑色石灰岩，与下伏地层呈平行不整合接触，厚度10.12-31.45m，平均为26.67m。(3)石炭系上统太原组(C3t)为本区主要含煤地层之一，岩性主要为黑色泥岩、砂质泥岩、中粗粒砂岩、灰色石灰岩及煤层。其中赋存有6、7、8、9、10号五层煤，其中8、9、10号煤层为稳定可采煤层；6号煤层在本井田内为不可采煤层；7号煤层为不可采煤层。本组地层厚度一般为70.82-125.20m，平均95.10m，底部以K1中砂岩为界与下伏本溪组呈整合接触关系。(4)二叠系下统山西组(P1s)本组地层为主要含煤地层之一，为一套陆相为主含煤沉积地层。岩性主要由长石石英砂岩、泥岩、砂质泥岩、炭质泥岩组成。该组总共发育有1、2、3、4、5号5层煤，其中4、5号煤层为主要可采煤层，其余为不可采煤层，本组厚度45.10-63.50m，平均52.90m，底部以K3砂岩为界与下伏太原组地层呈整合接触关系。(5)二叠系下统下石盒子组(P1x)岩性由一套灰-灰绿色陆相碎屑岩组成，偶尔含有不稳定的1-2层薄煤层，本组地层厚度97.80-123.84m，平均为111.34m，底部以K4砂岩为界，与下伏山西组地层呈整合接触关系。本组地层在井田内保存不全。 (6)上第三系上新统(N2)岩性为暗红色、棕红色亚粘土，夹有半胶结状砾石层，厚度0-71.56m，平均为25.89m，底部以半胶结状砾石层为界与下伏地层角度不整合接触。(7)第四系中、上更新统(Q2+3)岩性为土黄色亚砂土、亚粘土，垂直节理发育，该统广泛分布于山梁及山坡上，厚0-108.23m，平均为57.60m，与下伏地层角度不整合接触。2、含煤地层井田内含煤地层主要为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，现叙述如下：太原组地层为一套海、陆交互相含煤岩系，为本区主要含煤地层之一，岩性主要为黑色泥岩、砂质泥岩、中粗粒砂岩、灰色石灰岩及煤层，从沉积特征看，太原组含煤地层形成于海进过程中，聚煤作用形成于滨海平原上，海侵之初将潜水面抬升，致使滨海平原沼泽化，大面积沼泽分布，堆积了泥炭层，海侵的发生为泥炭层埋藏保存创造了条件。该组中共发育有五层灰岩，为地层对比的主要标志层，共发育有6、7、8、9、10号五层煤，一般分为三段：下段(C3t1)：从太原组底部的(K1)砂岩至9号煤层底板，厚度31.10-46.00m，平均为43.00m。岩性以泥岩、薄层灰岩、砂质泥岩和砂岩为主。本组含有10号煤层，为稳定的大部可采煤层。底部以K1砂岩为界，与下伏地层呈整合接触关系。中段(C3t2):从9号煤层底至L3灰岩底，厚度为10.52-14.32m，平均为12.66m。本段主要发育有8、9号煤两层煤和砂岩、泥岩， 8、9号煤层在赋存区内为全区稳定可采煤层。上段(C3t3)：从(L3)灰岩底至K3砂岩底，厚度为29.20-39.60m，平均为35.44m。岩性为石灰岩、泥岩、砂岩及煤线组成，含有6、7号煤层，均为不可采煤层。山西组地层为主要含煤地层之一，为一套陆相含煤沉积地层，其含煤地层形成于海退过程中，聚煤作用发生于海退造成的三角洲平原环境中，该组总共发育有1、2、3、4、5号五层煤，其中4号煤层已采空，5号煤层在赋存区为全区可采煤层，该组其它岩性为长石石英砂岩、泥岩、砂质泥岩、炭质泥岩组成。3、井田构造井田地层总体上为一单斜构造，走向北西-南东，倾向南西，地层平缓，倾角为37。在井田中东部发育一背斜，轴迹总体走向为北东-南西向，两翼产状均较平缓，倾角5，为一宽缓的对称背斜；另在井田南部发育一向斜，轴迹总体走向为北西-南东向，两翼产状均较平缓，倾角6，为一对称的向斜。在原薛锄联营煤矿的北部发现有一条F1正断层，该断层走向北东南西，落差5m，倾向东南，倾角70，井田内延伸1000m。在今后生产过程中应注意隐伏断层和陷落柱的线索，以防事故发生。综上所述，本井田内构造为简单型。六、煤层、煤质及有益矿产(一)煤层1、含煤性井田主要含煤地层为二叠系下统山西组和石炭系上统太原组。(1)太原组(C3t)太原组含6、7、8、9、10号五层煤，其中8、9号煤层在赋存区内为全区可采煤层，10号为大部可采煤层，其余为不可采煤层，该组地层厚度平均为95.10m，煤层总厚度为5.69m，含煤系数为5.98%。(2)山西组(P1s)含煤地层：山西组含1、2、3、4、5号五层煤，其中4、5号煤层在赋存区为全区可采煤层（在本井田内4号煤层已采完），其余为不可采煤层。该组地层厚度平均为52.90m，煤层总厚度为6.26m。含煤系数为11.83%。各可采煤层主要特征详见煤层特征表2-1-1。可采煤层特征表表2-1-1煤层号煤层厚度最小-最大平均（m）间距最小-最大平均（m）结构（夹矸数）可采性稳定性顶底板岩性顶板底板山西组42.11-4.503.82简单(0-1)赋煤区可采稳定粉砂岩泥岩砂质泥岩3.0-10.07.4551.80-2.501.74简单赋存区可采稳定泥岩泥岩42.5-58.746.21太原组81.40-2.111.90简单(0-1)赋存区可采稳定石灰岩泥岩砂质泥岩7.72-9.829.0390.78-2.321.85较简单(1-2)赋煤区可采稳定泥岩泥岩100.41-1.471.254.70-6.355.41简单(0-1)大部可采稳 定泥岩泥岩2、可采煤层(1)4号煤层位于山西组中下部，距下部5号煤层顶7.45m，煤层厚2.11-4.50m，平均为3.82m。一般含0-1层夹矸，夹矸厚0.24-0.28m，井田东部已剥蚀，仅在井田西部赋存，在赋存区内为稳定全区可采煤层。顶板为粉砂岩，底板为粉砂岩、砂质泥岩，在本井田内4号煤层已采完。(2)5号煤层位于山西组下部，距下部8号煤层46.21m，煤层厚度为1.80-2.50m，平均为1.74m，该煤层结构简单，一般不含夹矸，局部含一层夹矸，井田东部已剥蚀，仅在井田西部赋存，在赋存区内为稳定可采煤层。煤层顶板为泥岩，底板泥岩，大部分已采空。另在5号煤层中东部赋存区存在古空区。(3)8号煤层位于太原组中段上部，L3灰岩为其直接顶板，距下部9号煤层顶9.03m，煤层厚1.40-2.11m，平均为1.90m，一般含0-1层夹矸，井田东部边缘已剥蚀，在赋存区内为稳定可采煤层。煤层顶板为石灰岩，底板为泥岩、砂质泥岩。(4)9号煤层位于太原组中段下部，距下部10号煤层顶5.41m左右，煤层厚0.78-2.32m，平均厚度为1.85m。一般含1-2层夹矸，井田东部边缘已剥蚀，在赋存区内为稳定全区可采煤层。煤层顶板为泥岩，底板为泥岩。9号煤层采动部分位于井田东南部。(5)10号煤层位于太原组下段上部，煤层厚0.41-1.47m，平均厚度为1.25m。一般含0-1夹矸，井田中北部存在不可采区，为结构较简单稳定的大部可采煤层，煤层顶板为泥岩，底板为泥岩。3、煤层对比本井田煤系地层的划分对比，是以标志层、岩相沉积旋回、主要煤层等综合对比法进行对比。太原组岩性组合为细粒砂岩、砂质泥岩(页)岩、煤层及石灰岩等，易于划分；太原组与山西组以全区稳定的K3中粒砂岩为标志层。（1）对比方法主要采用标志层法，煤层间距法，相互参照综合鉴定。1)标志层法标志层的选择视标志层层位及其在煤层对比中的作用选择如下：含煤岩系中标志层自上而下为K3、K1及8号煤，及稳定的L3石灰岩。标志层特征及其在对比中的意义a、K3砂岩：灰白色中粗粒长石、石英砂岩，是良好的标志层，上部为5号煤层。b、8号煤层，以厚度稳定，一般夹矸少，其顶板为L3灰岩为显著特征。c、K1砂岩（晋祠砂岩）：为灰白色中粗粒石英砂岩，为太原组的底部。2)层间距法含煤地层厚度较稳定，尤其是山西组下部的4、5号二层煤，间距相当稳定，所以在有重要的标志层对比的基础上，利用层间距法进行煤层对比，有一定的可靠性。（2）对比依据的可靠度4、5、8、9、10号煤层，组合特点独特，下部有K1砂岩，上部有K3砂岩，所处空间位置明显，易于与其它煤层区别，对比可靠。8号煤层以其厚度稳定，上部有L3灰岩，对比可靠。4、5号煤层层间距稳定结合上下岩性，与K3砂岩的关系，对比比较可靠。(二)煤质1、物理性质井田内各煤层的物理性质基本相同，表现为黑色或棕黑色，条痕为深黑色或褐黑色，沥青光泽玻璃光泽，硬度一般为23，内生裂隙相对较发育，但有一定韧性，参差状、贝壳状断口。各层煤的宏观煤岩组分以亮煤为主，次为暗煤、镜煤，丝炭少量。宏观煤岩类型主要为半亮型和半暗型，光亮型次之，少量暗淡型。煤层主要为条带状、线理状结构，层状构造，次为均一状结构，块状构造。各层煤的显微煤岩组分以有机组分为主，无机组分次之。其中有机组分中又以镜质组和半镜质组为主，丝质组次之；无机组分主要为粘土类，少量硫化物和碳酸盐类。镜质组油浸最大反射率为1.10%。2、煤的化学性质、工艺性能井田内各可采煤层的化学性质及工艺性能分述如下：（1）化学组成及煤类：根据邻区资料和该矿取样化验成果，井田可采煤层主要煤质特征详述如下：1) 4号煤原煤：水分(Mad) 0.22%-1.46%，平均1.12%；灰分(Ad)14.34%-19.54%，平均为16.10%；挥发分(Vdaf)23.17%-24.06%，平均23.64%；全硫(St,d)0.42%-0.68%，平均0.56%；发热量(Qgr,d)26.28MJ/kg -31.02MJ/kg，平均为29.13MJ/kg。焦渣特征7；固定碳(FCd)61.74%。浮煤：水分(Mad) 0.17%-0.78%，平均0.65%；灰分(Ad)6.45%-14.25%，平均为9.02%；挥发分(Vdaf)22.29%-22.47%，平均22.31%；全硫(St,d)0.44%-0.64%，平均0.54%；发热量(Qgr,d)26.38 MJ/kg -31.53 MJ/kg，平均为29.18MJ/kg；胶质层最大厚度（Y）16mm；粘结指数(GR.I)为84.3；焦渣特征8；固定碳(FCd)72.69%。区内本层煤为低灰高灰、中等挥发分、低硫分。2)5号煤原煤：水分(Mad)0.54%-1.36%，平均1.14%；灰分(Ad) 14.26%-39.79%，平均为28.57%；挥发分(Vdaf)18.64%-29.97%，平均23.77%；全硫(St,d)0.58%-1.23%，平均0.91%；发热量(Qgr,d)19.21MJ/kg -25.34MJ/kg，平均为23.02MJ/kg；焦渣特征4；固定碳(FCd)44.22%。浮煤：水分(Mad)0.12%-0.84%，平均0.67%；灰分(Ad)6.76%-10.89%，平均为8.46%；挥发分(Vdaf) 18.97%-22.53%，平均21.42%；全硫(St,d)0.44%-1.05%，平均0.82%；发热量(Qgr,d)28.42MJ/kg -32.37MJ/kg，平均为30.02MJ/kg；粘结指数(GR.I)为86；焦渣特征8；固定碳(FCd)72.24%。区内本层煤为低灰中灰、低挥发分中等挥发分、低硫分中硫分。 3)8号煤原煤：水分(Mad)0.15%-0.24%，平均0.20%；灰分(Ad)13.74%-17.87%，平均为16.32%；挥发分(Vdaf)18.96%-22.64%，平均21.10%；全硫(St,d)0.54%-0.69%（ZKL2孔为3.59%，为异常点），平均0.62%；发热量(Qgr,d)27.76MJ/kg -29.60MJ/kg，平均为28.40MJ/kg；焦渣特征4-8平均6；固定碳(FCd)64.30%-66.97%，平均66.00%。浮煤：水分(Mad)0.14%-0.30%，平均0.20%；灰分(Ad)5.08%-6.65%，平均为5.93%；挥发分(Vdaf)17.38%-20.98%，平均19.18%；全硫(St,d)0.53%-0.66%，平均0.60%；发热量(Qgr,d)32.39MJ/kg -33.11MJ/kg，平均为32.63MJ/kg；胶质层最大厚度（Y） 7mm；粘结指数(GR.I)21-84，平均61；焦渣特征5-8平均6；固定碳(FCd)75.01%-77.61%，平均76.02%。区内本层煤为特低灰低灰、低挥发分中等挥发分、低硫分。 4)9号煤原煤：水分(Mad)0.12%-0.26%，平均0.20%；灰分(Ad)7.44%-20.65%，平均为15.68%；挥发分(Vdaf)17.22%-23.11%，平均20.03%；全硫(St,d)0.62%-1.72%，平均1.02%；发热量(Qgr,d)26.51MJ/kg -32.09MJ/kg，平均为28.68MJ/kg；浮煤：水分(Mad)0.12%-0.23%，平均0.16%；灰分(Ad)7.44%-8.31%，平均为7.97%；挥发分(Vdaf)17.04%-20.48%，平均18.25%；全硫(St,d)0.76%-1.02%，平均0.86%；发热量(Qgr,d)31.57MJ/kg -32.09MJ/kg，平均为31.83MJ/kg；胶质层最大厚度（Y） 9mm；粘结指数(GR.I)60-80，平均为71。区内本层煤为低灰、低挥发分中等挥发分、中低硫分中硫分。 5)10号煤原煤：水分(Mad)0.21%-0.28%，平均0.24%；灰分(Ad)33.73%-43.50%，平均37.52%；挥发分(Vdaf)23.15%-28.96%，平均25.30%；全硫(St,d)0.58%-2.77%，平均1.47%；发热量(Qgr,d)17.91MJ/kg -21.45 MJ/kg，平均为20.03MJ/kg。浮煤：水分(Mad)0.11%-0.22%，平均0.15%；灰分(Ad)7.41%-9.45%，平均为8.77%；挥发分(Vdaf)17.54%-20.81%，平均18.95%；全硫(St,d)0.48%-1.00%，平均0.71%；发热量(Qgr,d)31.24MJ/kg -31.81MJ/kg，平均为31.47MJ/kg；胶质层最大厚度（Y） 10mm；粘结指数(GR.I)64-80，平均为75。区内本层煤为低灰中灰、低挥发分中等挥发分、低硫分中硫分。（2）煤类的确定及其依据按中国煤炭分类国家标准（GB5751-1986）确定了煤类。依据所测试出的浮煤挥发分和粘结指数，本区4、5号煤层属焦煤，8、9、10号煤层属焦煤和肥煤。3、可选性本井田以往未做煤的可选性试验。4、煤的风化和氧化在井田中部有5号煤层露头，东部有8、9、10号煤层露头，通过老窑、生产井及零星露头的详细调查，认为采用水平延伸50-100m圈定煤的风、氧化带能够满足要求。（1）风氧化煤的煤质特征本区风氧化煤的煤质特征主要表现为：原煤水份（Mad）增大，发热量（Qgr,d）降低，粘结性降低，有时无粘结性，有大量的次生腐植酸生成，肉眼鉴定风化煤为灰色粉未状，土状光泽；氧化煤与正常煤基本相同，有时可见裂隙面上有次生矿物存在。（2）风氧化煤的利用严重风化的煤，其粘结性完全丧失，发热量明显降低，水份明显增加，伴有大量腐植酸生成，可以考虑用作农业肥料、饲料、腐植酸类水泥添加剂，对氧化煤可以考虑用作民用燃料或动力用煤。5、煤质及工业用途评价据各主要煤层的煤质特征， 5、8、9、10号煤为良好的炼焦用煤。七、水文地质(一)区域水文地质1、概况本区域位于鄂尔多斯断块、兴县石楼南北向褶带的东侧，与离石中阳菱形复向斜相邻，地层总体倾向南西，呈一单斜构造，由东向西出露地层依次有古生界奥陶系碳酸盐岩、石炭系、二叠系、三叠系碎屑岩和新生界松散岩层。本井田位于柳林泉域东南部径流区。柳林泉出露于吕梁市柳林县城东约3km的薛家湾寨东村三川河河谷中，为侵蚀溢流泉，泉域面积6080.54km2，其中灰岩出露面积1238km2，由大小近百个泉点组成。泉区东西长2.4km，南北宽0.8km，分布面积约2km2，出露地层为奥陶系中统。泉水出露标高790801m，单泉流量最大为60L/s，小者泉流量呈流线。群泉流量1.274.69m3/s，多年平均3.19m3/s（19562003），20世纪90年代以后，泉水流量衰减明显，19912003年的年平均流量仅1.97m3/s。泉水温度1521，水质类型复杂。溶解性总固体为3701850mg/L。区域地表水属黄河流域的三川河水系，季节性沟谷地表水由南向北汇入三川河，三川河由东向西径流，于柳林城西注入黄河，年平均流量2.88亿m3。三川河由北川、东川、南川河及三川河柳林段合称，流经方山、离石、中阳、柳林四县市，于柳林县石西乡两河口村汇入黄河。三川河全长168km，河床比降4.14%,流域面积4161.4km2，年平均径流量为2.88108m3（含柳林泉流量1.23108m3）,最大洪峰流量4070m3/s（1966年），年平均输沙量2440万t。其北川河为三川河正源。发源于方山县北赤坚岭，至离石县城西与东川河汇合。全长90km，流域面积1456.1km2,河床比降6.4%,常年清水流量约0.6 m3/s,年平均输沙量202万t,年平均径流量0.949108m3。北川河上源多为花岗岩和古老变质岩山区，降水较多，水量丰足，河谷较开阔，宽约10002000m，由于河流弯曲，谷中形成了极不对称的两级阶地。东川河位于离石县东北，上源分小东川河和大东川河，在五里铺汇合，全长44km。东川河流域总面积为944km2，年平均输沙量804万t，年平均径流量0.306108m3。南川河古称宁乡水，发源于中阳县刘家坪乡界牌岭，由南向北流经中阳县城、金罗等地，在离石县交口镇汇入三川河。南川河上源偏东为枝柯河，偏南为其干流。主河道全长60km，流域面积835.4 km2，河床比降上游为1.6%,下游为1.0%。年平均径流量0.458108m3。南川河流域上游为土石山区，面积为597.6 km2，植被较好，年平均输沙量24.6万t,中下游为黄土丘陵区,面积238 km2，年平均输沙量569.3万t。三川河柳林段，一名清水河，由北川、东川、南川河自离石县城至交口镇间汇合而成，向西至柳林县两河口村汇入黄河。全长78km，河床比降0.38%，流域面积925.5km2，河谷宽度5001200m，年平均径流量0.236108m3。2、主要含水岩组 （1）碳酸盐岩类岩溶裂隙含水岩组该含水岩组主要指奥陶系中统石灰岩、泥灰岩和白云岩等可溶盐岩，区域东部和青龙城附近有大面积出露。该组地层厚约450m左右，岩溶裂隙发育，是区内最主要的含水岩组。该含水岩组的富水性在水平和垂直方向上都有较大差异。在垂直方向上：岩溶裂隙主要发育在上、下马家沟组的石灰岩中，含水介质以溶洞、溶孔为主，溶洞直径10-20cm，溶孔直径1-5cm；峰峰组地层岩溶发育相对较弱。在水平方向上，受区域构造控制，补给区富水性较差，径流区富水性逐步增强，在构造发育区和排泄区富水性中等至极强，钻孔单位涌水量在0.694-12.55L/sm之间，据柳林县城西焦化厂供水井资料：孔深400m，揭露奥陶系灰岩150.29m，水头高出地表20m，水位标高792.0m，单井出水量达1920.0m3/d，单位涌水量1.36L/sm，水质类型为HCO3-SO42-Ca2+Na+型，矿化度0.532g/L。（2）碎屑岩夹碳酸盐岩类岩溶裂隙含水岩组本含水岩组为上石炭统太原组一套海陆交互沉积地层，由砂岩、泥岩、煤层及35层石灰岩组成，是区内主要含水岩组之一，含层间裂隙水，具承压性，但富水性不均一，富水性强弱受构造和埋藏条件所控制，在构造发育和埋藏较浅的部位，岩溶裂隙发育，补给条件好，富水性相对较强，否则富水性弱，与奥灰水有相似性。钻孔单位涌水量0.0140.792L/sm，水质类型为SO42-HCO3-Na+Mg2+Ca2+型。（3）碎屑岩类砂岩裂隙含水岩组主要包括二叠系的一套陆相，过渡相碎屑岩沉积地层，在区域东部沟谷中有出露，由砂岩、砂质泥岩夹煤层等组成。该地层含砂岩裂隙水，含水空间以风化裂隙和构造裂隙为主，泉流量0.11.0L/s，钻孔单位涌水量在0.000390.0041L/sm之间，水质类型为HCO3-SO42-Na+Mg2+型，矿化度0.77g/L。（4）松散岩类孔隙含水岩组主要由上第三系上新统和第四系中、上更新统地层组成。上第三系上新统含水层主要为红土下半胶结状砾石层，厚度不稳定，沟谷中多见有小泉水出露，泉流量较小，一般0.0010.1L/s，富水性较弱。第四系中、上更新统含水层为黄土裂隙和黄土中的砂砾石层，多分布于梁峁之上，且连续性差，储水条件不好，局部含上层滞水，富水性极弱，多为透水不含水岩层。全新统含水层主要分布于区域西北部三川河的河漫滩和较大的沟谷中，含水层为砂卵砾石层，主要受季节性河流补给，富水性弱。3、地下水的补给、径流、排泄条件（1）岩溶地下水区域岩溶地下水属柳林泉域水文地质单元。大气降水和地表水通过奥陶系灰岩裸露区垂直入渗补给是其主要补给方式，另外松散岩类孔隙水和其它含水层地下水通过断层、陷落柱等构造通道向深部越流补给，也是岩溶地下水的补给来源之一。岩溶地下水接受补给后，由北、东、南三个方向向柳林城附近汇集，于柳林城东至青龙城附近以群泉的形式排向三川河河谷中，泉水出露标高801m，泉流量3.6m3/s，水质类型复杂，以HCO3-Na+型为主，矿化度0.31.3g/L。（2）碎屑岩砂岩裂隙水的补给、径流、排泄条件大气降水的垂直入渗是碎屑岩砂岩裂隙地下水的主要补给来源，另外通过断层，陷落柱等构造通道，也可接受其它含水层的补给。含水岩组内各个含水层相对呈层状，水力联系微弱，各具不同的水位。地下水一般沿地层倾斜方向运动，在沟谷切割深处，常以泉的形式排出地表。目前矿井排水是其主要的排泄方式。（3）松散岩类孔隙水的补给、径流、排泄条件松散岩类孔隙水的来源主要是大气降水和地表水的入渗补给，局部与基岩裂隙水有互补现象，其径流方向与地表水的径流方向基本一致，排泄方式除排向地表沟谷外，主要是人工开采。在奥灰岩裸露区，往往下渗补给深层岩溶水。(二) 矿井水文地质条件井田内沟壑纵横，切割强烈，具典型的黄土地貌特征。在梁峁地带多被第四系中上更新统黄土所覆盖，沟谷中广泛出露第三系上新统红土和第四系全新统冲积层。井田地势总体为两侧高，中间低，最高点位于井田西部，海拔1037.3m，最低点位于井田中部的沟谷中，海拔828.5m，最大相对高差208.8m。1、地表水与气象井田内无常年性河流，仅在井田中部有一大沟，雨季时有短暂洪水流过。井田内各含水层的补给来源主要为大气降水。各含水层均沿裂隙、岩溶向深部迳流或以泉水形式排泄。本区属大陆性半干旱气候。春季干旱无雨，夏季炎热多雨，秋季温度适中，冬季寒冷干燥。多年日平均最高气温32.5，最低气温-20.1，多年平均气温12.5。全年无霜期175天 ，每年11月底冻结，翌年月初解冻。最大冻土深度0.91m，降水量为374.4577.7mm，大多集中在78月份，年平均蒸发量1711mm，蒸发量大于降雨量。2、主要含水层(1)奥陶系碳酸盐类岩溶水含水岩组埋藏于井田深部，距地表深浅不一，含水层岩性主要以石灰岩、白云质灰岩为主，本组岩溶发育，富水性强，一般单井出水量小于1000m3/d。但埋深大于390m时仅见局部小深洞。据本井田东南方向4km的CS6钻孔以及柳林泉域水位资料，本井田奥陶系灰岩岩溶水水位标高在805.00m，5、8、9、10号煤层最低底板标高分别为745m、700m、690m、680m，低于奥灰水位，故本区下部开采为承压开采，在有导水构造的情况下，对煤层开采构成威胁。今后开采过程中，应注意奥灰水突水事故。(2)石炭系上统太原组(C3t)碎屑岩类夹碳酸盐类岩溶裂隙含水岩组根据资料分析主要含水层为五层灰岩，总厚度平均为19m左右。灰岩厚度较大，裂隙发育富水性中等。灰岩岩溶裂隙较发育，单位涌水量q=0.1191/s.m。渗透系数为0.195m/d，水质类型为HCO3-SO42-Ca2+Mg2+型水。(3)二叠系下统碎屑岩类含水岩组岩性主要为钙、泥质胶结的中粒砂岩，节理裂隙较为发育，容易接受大气降水或地表水补给，沿裂隙或顺层迳流，富水性较弱。(4)第四系中上更新统黄土，含水层连续性差，基本不含水，补给条件也不好，富水性较差。3、主要隔水层(1)本溪组隔水层本溪组底部为一套以泥岩和铁铝质粘土岩为主的地层，夹有砂岩和薄层灰岩，该层分布普遍，厚度稳定，一般是26m左右，是太原组与下伏奥陶系灰岩之间的重要隔水层，隔水性较好。(2)山西组隔水层山西组中含有十余米以泥岩和砂质泥岩为主的地层，层位稳定而连续，加之山西组的含水性弱，故为5号煤层与太原组之间的较好的隔水层。4、地下水的补、径、排条件奥陶系岩溶水的补给主要为基岩裸露区大气降水和地表水的入渗补给。井田内奥灰水属区域岩溶水径流区，岩溶水由南向北方向运移，本井田奥灰岩溶水水位标高在805m。石炭系和二叠系的砂岩裂隙水，在接受大气降水和季节性河流以及上覆含水层的入渗补给后，顺岩层倾斜方向运移，上部含水层在沟谷中以侵蚀下降泉的形式排泄，下部含水层顺层向西排出井田外。现采煤矿的矿坑排水和民井开采是其主要的排泄方式。(三)矿井充水因素分析及水害防治措施1、矿井充水因素分析根据井田含水层发育情况并结合本矿和周围生产矿井井下涌水情况综合分析，该矿井的充水因素主要有：(1)地表水对开采煤矿的影响井田内有锄沟，井田东部外围有罗侯沟，均为季节性流水，随着煤矿的开采，顶部岩层将遭到破坏，会使地表岩层裂隙加大、增多，甚至形成地面塌陷，因此一定要采取防范措施，以防沟谷地表水及泥砂贯入矿坑，造成危害。(2)构造对开采煤层的影响井田地层总体上为一单斜构造，走向北西-南东，倾向南西，地层平缓，倾角为37。在井田中东部发育一背斜，轴迹总体走向为北东-南西向，两翼产状均较平缓，倾角5，为一宽缓的对称背斜；另在井田南部发育一向斜，轴迹总体走向为北西-南东向，两翼产状均较平缓，倾角6，为一对称的向斜。但由于奥灰水水头均高于主采5、8、9、10号煤层底板，一但有断层存在，有可能形成导水通道，使岩溶水涌入矿井，造成水害，因此一定要重视对隐伏断层以及其它构造形迹的发现与研究。以防断层导水造成淹矿事故。(3)采空区积水对开采煤层的影响据调查，根据采煤方法、地层产状、顶底板岩性及其稳定性、返水孔情况，确定本区存在16块采空积水区，另外据调查采空区都有一定积气存在。详见采空区情况统计表。采空区积水量估算公式： 式中：老空积水的静储量（m3）；小窑老空积水区平面积（m2）；煤层采厚（m）；煤层倾角（）；老空区充水系数，取0.3。 采空区情况统计表煤层号积水区编号积水区面积(m2)采厚（m）煤层倾角（）积水量(m3)积气情况备注4积水区161574.2957900有积水区292534.40512200有积水区341174.4055400有积水区471864.5059700有5积水区5111182.0956900有积水区671262.3955100有积水区738322.0152300有积水区866341.8053600有积水区925971.8151400有积水区1049681.8152700有8积水区11175122.10510000有积水区1227051.3551500有9积水区13111071.5655200有积水区1470241.9554100有积水区15102591.6355000有10积水区16228061.1658000有庄上镇联办煤矿1970年建井，1973年投产。原开采4、5号煤层，4号煤层已采空，5号煤层大部分已采空。今后根据龙门塔煤业有限公司矿井采掘布置开采下部煤层时，一定要对上覆煤层采空区积水进行超前探放。矿井南邻曹家山联办煤矿，与本矿留有60m的公共保安煤柱，开采8号煤层。据调查两矿公共矿界呈背斜，曹家山联办煤矿采空区积水不会影响本矿。西邻同德焦煤有限公司煤矿，与本矿留有60m的公共保安煤柱，现采4号煤层，据调查未发现越层越界开采，对煤矿的开采影响不大。 (4)导水裂隙带及地下水对煤层开采的影响5号煤层顶板为泥岩，属软弱岩层；煤层厚度为1.802.50m，采用全部垮落法管理顶板，根据导水裂隙带高度经验公式，计算导水裂隙带高度如下：式中：累计采厚（m）。5号煤层导水裂隙带高度为18.42-20.81m，在井田东部5号煤层埋深小于20.81m，导水裂隙带会沟通地表水。8号煤层顶板为石灰岩，属坚硬岩层；煤层厚度为1.402.11m，采用全部垮落法管理顶板，根据导水裂隙带高度经验公式，计算导水裂隙带