山西共有多少煤

1、山西煤炭资源丰富全省国土面积15.7万平方千米，含煤面积5.7万平方千米，占近40%，全省118个县级行政区中94个县地下有煤，91个县有煤矿。1995年全国第三次煤田预测资料显示，全省2000米煤炭资源总量为6400亿t，占全国的16%，截止1996年末累计探明储量2662亿t，占全国27%（其中：煤焦煤占57%），保有储量2613亿t，占全国的27%，境内各类煤矿批准占用储量约1500亿t。

2、煤炭品种齐全，煤质优良，开发自然条件优良。

据1986年中国煤炭分类国家标准，山西拥有14个牌号的煤种，由其是大同的动力煤，阳泉、晋城的无烟煤，离柳、乡宁的稀有炼焦煤储量大、分布广，开发历史久远，特别是改革开放以来在市场上开创了极佳的品牌效应山西成煤时期主要在古生代，主要含煤地层为石炭、二迭系和侏罗系部分为第三系目前开发的煤炭平均埋深在300—500m，地质构造大部分地区较为简单，开采条件好。煤质优良，大部分为低硫、低灰、高发热量。

二、煤炭开发的外部条件优越

我国是一个以煤为主的能源结构，煤炭无论是在一次能源的生产或消费结构中均占到75%，自八、九十年代以来，国家在煤炭开发方面实行“强化东部，战略西移”的战略决策，从而确立了以山西为中心的全国能源基地的战略地位，山西成为新时期以来向全国发达省份、经济快速发展地区实施“西煤东运，北煤南调”最便捷的煤炭产地，晋煤在市场的份额一度达到80%。山西年生产原煤达3.5亿t，占全国的四分之一以上，外调全国26个省、市、区，外调量达2.3亿t，占全国省际煤炭外调总量的80%，供应煤炭出口达1700万t，出口20多个国家和地区，出口量占全国的70%，成为山西的主要创汇商品。经过五十多年的建设，山西已形成了一大批从事煤炭科研、勘察设计、生产、管理营销队伍拥有9条铁路出省干线，约220个发煤站，年发运能力在2.5亿以上，其中：晋北12个为大秦线配套的能力均在200万t及以上的大型煤炭集运站，集中储装运输能力4750万t，吸引范围达12个县（区）全省现有50多个煤焦公路出省口，年出省运力达3500万t地理位置适中，距沿海省份平均400—600km山西也是全国最大的电力基地之一，发展煤炭工业有可靠的动力保障。

三、山西煤炭的开发现状

建国以来山西煤炭工业有了长足发展，特别是改革开放以来，国有重点煤矿依靠国家投入，形成了10个大型或较大型的煤炭生产基地即八局二公司，地方煤矿一靠政策，二靠资源优势，充分调动了各级政府和农民群众办矿的积极性，在经历了“六五”时期国家为解决能源危机而实行“有水快流”的方针从而获的了大发展，“七五”时期以安全为中心的全面整顿，“八五”时期重点改造以后，步入了“九五”时期的稳步发展阶段。

目前山西煤炭工业已形成一定规模，以煤炭开发为主，围绕煤炭及其共伴生资源的综合加工利用发展多种经营，兴办第三产业，煤炭经济的发展已成为山西的龙头产业，山西经济的支柱行业。资产原值占到全省工业固定资产原值的36.8%，增加值占全省工业部门创造增加值的37%，实现利税占到全省工业企业利税总额的37.4%，如果把与煤炭相关联的各项政策性专项基金收入一并计算，煤炭工业收入占到全省可用财力的50%以上，不仅支援了外省建设，而切带动了兴晋富民的步伐。

乡镇煤矿作为我省煤炭工业的组成部分，经过多年的发展，目前已形成了近2亿吨的生产规模，为我省经济建设做出了不可磨灭的贡献。但是，客观估价乡镇煤矿在我省煤炭工业中的地位和作用的同时，也要看到乡镇煤矿发展过快带来的负面影响。回顾我省乡镇煤矿发展的历史历程，主要经历了起步、发展和治理整顿三个阶段：

一、乡镇煤矿的起步阶段

新中国成立后的1950—1952年，根据国务院财政经济委员会批准的《公私营煤矿暂时管理办法》、《公私营煤矿安全生产管理要点》、《土采煤窑暂行处理办法》3个法规和政务院公布的《中华人民共和国矿业暂行条列》，山西省人民政府对全省公私营煤矿进行整顿，封闭小煤窑2000多处。1957年9月2日，根据国务院《关于发展小煤窑的指示》，省政府作出了“放宽对小煤窑的开采管理，以解决群众的烧煤困难，发展工副业生产”的决定。从此，我省的小煤窑开始起步发展。

二、乡镇煤矿的发展阶段

1958年5月，山西煤炭工业基本建设执行了“中央办矿与地方办矿同时并举、在地方办矿中地方国营矿与社队集体矿并举、大型矿井与中小型矿并举”的方针，调动了社队集体办矿的积极性，到“三五”末期，全省新建小煤窑3000多个。此后，由于受“文革”的干扰，社队煤矿建设受到了一定的影响。1978年，党的十一届三中全会之后，党中央将山西列为能源重化工基地，全省大、中、小煤矿建设得到了快速发展。到1980年末，全省新增社队煤矿1066个。主要分布情况是：太原市39个，大同市65个，阳泉市24个，长治市4个，雁北地区92个，晋中地区194个，忻州地区93个，吕梁地区73个，晋东南地区265个，临汾地区198个，运城地区19个。其建设资金主要依靠社队自筹，少量通过农业银行短期贷款解决。单井规模一般在1万吨/年左右，部分达到3—5万吨/年，少量部分矿井达9万吨/年。

1981—1985年，乡镇煤矿的名称有原来的社队煤矿演化而来。在这期间，根据山西能源重化工基地建设规划要求，贯彻“扶持、整顿、改造、联营”的方针，进行矿井改扩建。资金由中国建设银行根据省计划委员会下达的贷款计划，按1.8厘利息发放贷款。不足部分，由办矿单位自筹或通过农业银行贷款解决。这是我省农村煤矿建设有史以来第一次使用国家安排的贷款。自1981年相继列入改扩建计划的矿井共146对，设计净增能力1747.5万吨/年,总投资4.323亿元。到1985年底，实际下达贷款2.743亿元，竣工投产矿井46对，净增能力489万吨/年，完成投资1.044亿元，占开工项目已下达资金的38%；因资金短缺等原因停建矿井23对，停建前共投入资金1145万元，占下达资金的4.2%其余77对矿井在以后的时间里先后建成投产。

乡镇煤矿经过“六五”时期的整顿，部分单井规模较大的矿井改革了采煤方法。到1983年，在全省2787个乡镇煤矿中，改革采煤方法的矿井有230个。有单一长壁、刀柱、短壁等正规工作面20个，其中使用金属摩擦支柱的10个工作面，平均单产4093吨/月.个,比旧采面高66%。在80年代“有水快流”方针引导下，加之国家能源供应短缺，刺激了全省乡镇煤矿的迅猛发展。到1997年，全省乡镇煤矿矿井发展到8113个，矿井生产能力突破了2亿吨，煤炭产量当年达到1.54亿吨。

三、乡镇煤矿的治理整顿阶段

1998年11月国务院召开全国煤炭行业关闭非法和布局不合理煤矿工作会议后，我省狠抓贯彻落实。1998年取缔私开煤矿1453个，压减生产能力2679万吨；1999年关闭布局不合理煤矿1565个，压减生产能力4399万吨；2000年关闭布局不合理煤矿1033个，压减生产能力1100万吨；2001年关闭布局不合理乡镇煤矿1034个（含矿办小井139个、取缔死灰复燃小煤矿65个），压减生产能力802万吨；2002年，按照国家要求，全省组织开展了煤矿安全专项整治，对全省乡镇煤矿进行了全部停产整顿，按国家规定的标准进行复产验收，全省彻底关闭未通过复产验收小煤矿矿井909个，关闭总数达到5929个。淘汰了一批落后的生产能力。

到2003年5月末，全省已批准乡镇煤矿复产矿井4127个。其中：3万吨以下矿井342个，3万吨以上6万吨以下矿井1353个，6万吨以上9万吨以下矿井926个，9万吨以上15万吨以下矿井607个，15万吨以上21万吨以下矿井二○○三年九月二十七日275个，21万吨以上30万吨以下矿井138个，30万吨以上矿井51个。

焦煤：焦煤是炼焦用煤中之主焦煤，变质程度中等，结焦性和粘结性最佳。山西之焦煤所产焦炭块度大、裂纹少、抗碎强度大、抗磨性好，为炼焦用煤之珍品。利用焦煤，可得到焦炭、焦油、焦炉气。焦炭除供给冶炼外，还可造气和电石。而焦油和焦炉气可作为燃料，还能提炼数十种化工产品。山西河东煤田中、南部的离石、柳林和乡宁矿区属低硫、低灰主焦煤。所产焦炭为特优焦炭，列为全过之重点。

肥煤：肥煤是炼焦用煤的一种，用肥煤炼出的焦炭横裂多，焦根部蜂焦多，易碎，但肥煤的粘结力很强，能与粘结力较弱的煤搭配后炼出优质煤称肥煤为配焦煤之母。因该肥煤品种稀少，只占全国探明煤炭资源的5%而山西探明肥煤的储量约占全国的50%，主要分部在霍县矿区、三交矿区和古交矿区。

无烟煤：无烟煤是高变质煤，具有坚硬、光泽强等特点。燃烧时间长，火力旺。无烟煤主要用于化肥、化工生产。阳泉无烟煤因具有可磨好的特点，是理想的高炉喷吹用燃料。晋城、阳城一带的无烟煤被称为兰花炭闻名中外。山西的无烟煤资源储量大，质量好，居全国首位。

瘦煤：瘦煤是炼焦用煤中之配煤, 性能与焦煤相近。瘦煤焦炭块度大、裂纹少，但熔融性和耐磨性差，其用途除作炼焦配煤外，还可用与造气、发电和其它动力用煤。山西沁水煤田、西山煤田，霍县煤田和河东煤田等都蕴藏着丰富的瘦煤资源。

弱粘结煤：弱粘结煤是炼焦煤与非炼焦煤之间的过度煤种，主要用作造气、燃料和配焦。山西大同矿区盛产低硫、低灰、低磷的弱粘结煤，是全国最大的优质动力煤基地。

气煤：气煤是炼焦煤种之一，粘结性偏下。主要用作配煤炼焦。气煤焦易推焦，煤气产率和焦化产品回收率高，而缺点是纵纹多，细长易碎,气煤单独炼焦可供化工工业使用。山西的气煤资源极为丰富，储量占炼焦用煤的63%以上。

褐煤：褐煤是为经变质的煤，外以朽木内含原生腐植酸。其主要特点是含水多、比重小、热量低、可制取活性炭、硫化煤、褐煤蜡、腐植酸、腐植酸铵肥料和其它化工产品。

长焰煤：长焰煤是变质程度最低的煤，无粘结性和结焦性主要用作燃料。经低温干流可制半焦、煤气、焦油，造气后可制合成氨等。

贫煤：贫煤是变质程度最高的烟煤，无粘结性。燃烧时火焰短，延续时间长主要用作动力煤，也可造气用作合成氨原料和气体燃料。太原西山、阳泉、和顺、寿阳矿区有丰富的贫煤资源。

山西是我国第一产煤、输煤和出口大省及能源重化工基地。煤炭资源优势得天独厚、储量大、分布广、品种全、质量优、易开采。目前已累计探明煤炭储量2661.8亿吨，保有储量2581亿吨。其中：炼焦用煤保有储量1495亿吨、占全省的58.1％；非炼焦用煤保有储量1033亿吨、占全省的40.1％；其他煤种保有储量约46亿吨、占全省的1.8％。

全省含煤面积6.48万平方公里，约占全省国土总面积的40％。主要分布在大同、宁武、河东、西山、沁水、霍西六大煤田和浑源、繁峙、五台、垣曲、芮城、平陆等地，煤炭资源遍布94个县（市区）。

山西煤炭品种齐全，有9大煤炭品种，分别是气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、无烟煤、贫煤、长焰煤、弱粘结煤、褐煤。山西煤炭具有“三低两高一强”的特点，即低硫、低灰、低磷、高发热量、高挥发分、粘结性强。

大同煤田弱粘结煤以硫分和灰分低、发热量高而饮誉中外；河东煤田离石、柳林、乡宁矿区的低硫、低灰主焦煤被誉为煤中的“精粉”；沁水煤田晋城矿区的“兰花炭”更是名闻遐迩。

沁水盆地宏观煤岩类型，太原组15煤和山西组2、3煤以光亮、半亮煤为主，半暗、暗淡煤次之。煤岩显微组分以镜质组为主，含量68.2%～93.3%，并以无结构镜质体和基质镜质体为主。镜质组和半镜质组平均含量太原组略高于山西组，太原组15煤为80.4%，山西组2、3煤为78.14%，余为丝质组。无机物矿物成分以粘土矿物为主，少量碳酸盐岩与硫化物。煤岩灰分太原组15煤为1.5%～25%，山西组2、3煤为3.6%～15.9%，属中低灰煤。霍西、潞安原煤灰分为10%左右，属低—中灰煤，盆地北部和南部20%左右，多为中—高灰煤。原煤硫分太原组大于1%，为中、高硫煤，山西组小于1%，为低硫煤。煤岩水分0.83%～2.26%，西山、霍山、潞安1%左右，阳泉大于1%，晋城大于2%。煤岩挥发分由于煤种复杂变化亦较大，为4.33%～32.84%，西部煤变质程度低，挥发分相对较高，为20%～30%，东部变质程度高，挥发分较低，潞安小于15%，阳泉10%左右，晋城5%～7%。纵向上挥发分随埋深而降低。整个盆地挥发分变化，西部交城至古县以西挥发分大于20%，霍山以西洪洞、万安达40.41%，是盆地内煤岩变质程度最低的地区。东部左权至子长挥发分大于15%，为高变质烟煤区，盆地腹部挥发分小于15%，为高变质烟煤、无烟煤区。盆地南部晋城挥发分5%～7%，属Ⅱ号无烟煤，是全盆地煤变质程度最高地区。

沁水盆地煤岩变质程度较高，太原组和山西组含煤地层除西山和盆地中部的东西两侧狭窄地带为肥、焦、瘦煤外，绝大部分地区为贫煤和无烟煤，Ro，max为1.9%～4.35%。太原组无烟煤分布面积较山西组大，主要分布于盆地南北两端，山西组无烟煤分布面积较小，仅分布在盆地北部阳泉和南部晋城、阳城一带。石炭、二叠系含煤地层其上覆二叠、三叠系地层厚2000～3000 m，以此推算三叠纪末Ro，max为0.57%～1.04%，应属气、肥煤阶，但整个盆地煤岩变质程度高达贫煤、无烟煤煤阶。燕山期构造运动强烈，太原以西和临汾至侯马有二长斑岩、闪长岩出露，昔阳一带有玄武岩出露，物探显示太谷—平遥间有闪长岩侵入体，盆地北部和南部正磁异常推测亦为侵入体，由此推断盆地深部有侵入体岩基存在，隐伏岩体埋深北部2500～3000 m，南部500～1500 m，花岗岩体与喷溢玄武岩为燕山期与喜马拉雅期，形成区域性地热异常区，在较高地热场背景下受区域性岩浆热变质叠加作用，除盆地中部和东西两侧煤阶较低外，盆地北部、南部以及整个盆地含煤地层变质程度相对较高。

沁水盆地太原组、山西组含煤地层有效孔隙度为1.15%～7.69%，一般小于5%。资料表明，煤岩孔隙度随煤岩变质程度增高呈现两头高中间低，肥煤、焦煤孔隙度最低，瘦煤以后有所增高。不同变质程度煤孔隙大小、孔隙体积有所不同，中变质煤大、中孔发育，高变质煤过渡孔较多，各煤种微孔均较发育。

沁水盆地煤岩煤体结构类型较多，阳泉、晋城3、15煤变质程度高，煤体结构基本为原生结构，其中3煤底部1m厚的软煤层为粒状、鳞片状结构。西山、潞安2、8煤和3煤多为原生—碎裂结构，潞安3煤亦有碎粒、糜棱结构。

沁水盆地煤岩裂隙一般为两组，即主裂隙与次裂隙，两组正交或斜交相伴而生，并与煤层层理面垂直或斜交。西山主裂隙走向35°～70°，次裂隙走向310°～345°，潞安主裂隙走向280°～340°，次裂隙走向27°～60°，阳泉有两组裂隙，晋城有三个裂隙系统。宏观观测煤岩裂隙密度与间距，阳泉大型裂隙密度2.7条/m，间距37 cm；中型裂隙密度33条/m，间距3.0 cm；小型裂隙密度200条/m，间距0.5 cm；微型裂隙密度500条/m，间距0.2 cm。晋城除大型裂隙外，密度均低于阳泉，间距均高于阳泉。西山3煤和8煤大、中型裂隙密度分别为15条/m和7.5条/m，间距为6.7～13.3 cm。潞安3煤大、中型裂隙密度为9条/m，间距11.1 cm。微观观测微小裂隙密度，西山裂隙密度2.0～10.2条/cm，间距1～7.7 mm；潞安裂隙密度1.7～8.7条/cm，间距1.2～5.9 mm；阳泉裂隙平均密度3.5条/cm，平均间距2.8 mm；晋城裂隙平均密度2.1条/cm，平均间距4.7 mm。可见盆地内微小裂隙密度和间距变化都不大。西山、潞安主要煤层裂隙无矿物质充填，阳泉、晋城多有方解石或黄铁矿、粘土矿物充填。对煤层主、次裂隙发育特征研究可见，阳泉、潞安、晋城主裂隙为北西向，次裂隙为北东向，西山主要裂隙为北东向，次裂隙为北西向，说明裂隙的发育与区域应力场和局部应场的关系密切。不同煤质煤岩裂隙发育程度不同，太原组15煤的光亮煤成分比山西组3煤高，15煤裂隙较3煤发育，太原组煤层比山西组裂隙网络发育要好，其渗透性相对较好。

在隆起背景经变形改造形成的沁水盆地，受区域岩浆地热场影响，埋深较浅的含煤岩系变质程度却相对增高，但其内生裂隙发育程度并未变差。据盆地边部煤样光面统计，贫煤、无烟煤面割理密度为9～16条/5cm，端割理密度5～18条/5cm，以网状割理组合为主，孤立—网状和孤立状组合为次，开启性较好，偶见充填。割理密度随煤岩变质程度加深和煤岩类型变差而降低。统计表明，面割理走向与褶皱轴向大致垂直，端割理走向与褶皱轴近乎平行。

据煤炭统计资料，1966年至1990年沁水盆地煤矿发生煤层瓦斯突出3654次，最大瓦斯涌出量17640 m3/次，瓦斯抽放率11.34%～22.57%，平均吨煤瓦斯抽放量为3.32～8.02 m3/t，以此可以间接判断煤层含气量高低。通过煤层气评价研究认为，沁水盆地煤层含气量较高，为5～29 m3/t。盆地北部阳泉含气量6～25 m3/t，东部潞安8～12 m3/t，晋城8～29 m3/t，屯留4.60～17.68 m3/t。盆地南部阳城潘庄7口煤层气试验井，3煤含气量13 m3/t，15煤为18 m3/t；樊庄3煤含气量8～23 m3/t，均值12.3 m3/t；15煤含气量10～19 m3/t，均值11.3 m3/t。晋试1井含气量较高，达19.29～31.75 m3/t，均值25.1m3/t。

统计资料表明，煤层含气量与煤层埋藏深度相关，煤层含气量有随煤层埋深增大而增加的趋势，自盆边向盆地腹部含气量逐渐增大。煤层埋深小于300 m地带，含气量一般低于8.00 m3/t，晋城煤变质程度高，含气量为10～12 m3/t；煤层埋深300～600 m间，含气量为10～16 m3/t；在600～1000 m深度含气量为14～22 m3/t，至1500 m深度含气量达25 m3/t；盆地北部煤层埋深近2000 m，含气量最大可达30 m3/t。含气量变化梯度有由浅至深逐渐变小的趋势。

沁水盆地煤层含气量与煤岩变质程度相关，煤岩变质程度越高，含气量越高。屯留为瘦煤（Ro，max1.7%），寿阳韩庄为贫煤（Ro，max1.8%～2.4%），阳城为无烟煤（Ro，max4.1%）。煤层埋深均为500 m条件下，最高含气量屯留和韩庄为16.5～17 m3/t，阳城为38 m3/t。煤层埋深增加含气量增大，韩庄为贫煤（Ro，max1.8%～2.4%），煤层埋深510～620 m含气量为16.5 m3/t，埋深550～780 m含气量为17.7 m3/t，埋深620～920 m含气量为18.9 m3/t。潞安屯留3煤为瘦煤（Ro，max1.73%），阳城潘庄为无烟煤（Ro，max4.058%～4.134%），煤层含气量统计资料均表明，随煤层埋深增大含气量有随之增加的趋势。

煤岩吸附能力是评价研究煤层气藏的重要因素，煤岩等温吸附参数包括兰氏体积和兰氏压力。沁水盆地太原组15煤和山西组3煤，在平衡湿度条件下恒温30℃进行甲烷解吸测试，结果测试压力小于1.0 MPa时，两条曲线基本重合，而压力大于1.0 MPa时，15煤的等温吸附曲线位于上方较3煤陡，煤阶较高的15煤兰氏体积和兰氏压力明显高于3煤，说明15煤吸附能力较3煤强。在含气量相同时，3煤临界解吸压力高于15煤。其中3煤兰氏体积为33.43 m3/t.daf，兰氏压力为1.78 MPa，Ro，max为1.73%。15煤兰氏体积为40.91 m3/t.daf，兰氏压力为2.09 MPa，Ro，max为2.04%。西安煤炭研究分院对盆地12个样品测试说明，沁水盆地太原组、山西组主要煤层吸附能力相对比较高，原煤饱和吸附量为20.54～39.06 m3/t，平均29.81 m3/t；可燃质饱和吸附量为23.90～51.81 m3/t，平均36.58 m3/t；兰氏压力中等为1.93～3.43 MPa，平均2.62 MPa。测试结果表明，在等温条件下，吸附量与储层压力呈正相关，压力增高吸附量增大，在0～1 MPa区间吸附量随压力增高，斜率较高呈似直线，此后增长率逐渐变小，不同区间吸附量增长不等，直至吸附增量为零，煤岩吸附量达到饱和状态。在相同温度、压力条件下，随煤阶增高吸附量增大，在煤阶变化过程中，兰氏体积与兰氏压力呈互为消长趋势，即煤岩变质程度增高，兰氏体积增大而兰氏压力减少。在盆地的不同位置、不同煤层等温吸附曲线形态均有差异。一般为14.06～38.12 m3/t，均值 24.27 m3/t。盆地北部阳泉、东部潞安、南部晋城兰氏体积大，西部西山、古交、霍州兰氏体积较小。阳城北樊庄晋试1井测试兰氏体积为39.91～46.84 m3/t。兰氏压力值晋城、西山较高，阳泉、潞安次之，一般为0.9～2.249 MPa，均值2.03 MPa。晋试1井兰氏压力为3.034～3.184 MPa。一般情况兰氏体积大兰氏压力亦高。

沁水盆地煤岩等温吸附特征表明，山西组和太原组主要煤层的兰氏体积，瘦煤（Ro，max1.73%～1.80%）为26.27～33.43 cm3/g，贫煤（Ro，max2.04%）为40.91 cm3/g，无烟煤（Ro，max3.76%～3.90%）为46.66～49.16 cm3/g，呈现兰氏体积随煤阶升高而增加的趋势。主要煤层的兰氏压力，瘦煤1.38～1.78 MPa，贫煤2.09 MPa，无烟煤2.98～3.47 MPa，兰氏压力与煤阶亦为正相关。资料表明，贫煤、无烟煤的平衡湿度为6.14%～9.26%，明显高于瘦煤2.18%～3.45%平衡湿度。样品测试气体扩散速率为0.867074×10-4～0.236990×10-2l/s，表明沁水盆地煤层气扩散能力较强，有利于煤层气的产出。

煤层气含气饱和度是实测含气量与理论吸附量之比。沁水盆地勘探程度有限，现有资料反映出含气饱和度较高，接近饱和甚至过饱和状态。阳城潘庄潘1井3煤在井深322.7～328.2 m，实测含气量为22.58 m3/t，理论吸附量为21.05 m3/t，煤层含气饱和度为107%。CQ—9井3煤井深286.5～293.6 m，实测含气量21.54 m3/t，理论吸附量18.40 m3/t，含气饱和度117%；15煤井深380.9～383.4 m，实测含气量23.45 m3/t，理论吸附量24.32 m3/t，含气饱和度96%。晋试1井测试资料反映含气饱和度较高，3煤埋深522.10 m，兰氏体积39.91 m3/t，兰氏压力3.034 MPa，储层压力5.10 MPa，含气量23.80 m3/t，临界解吸压力4.48 MPa，含气饱和度为95.11%。15煤埋深606.10 m，兰氏体积46.843/t，兰氏压力3.184 MPa，储层压力6.017 MPa，含气量26.51 m3/t，临界解吸压力4.15 MPa，含气饱和度为86.28%。从测试资料统计测算，潞安长治3煤含气饱和度为87%，寿阳15煤含气饱和度为80%，阳城潘庄太原组煤层含气饱和度为中等至较高。从沁水盆地沉积构造发育来看，石炭、二叠系含煤岩系在印支末至燕山期隆升，亦是煤岩成煤、成烃转化期，喜马拉雅期仅在局部形成断陷，一般不存在煤层欠饱和的构造条件。但沁水盆地地下水径流活动，地下水与地表水交换活跃，可能是盆地内出现欠饱和的主要因素。

沁水盆地煤层渗透率较低，一般小于1×10-3μm2，面割理走向渗透率大于端割理走向方向。盆地南部煤层气井用试井方法测试的煤储层渗透率一般小于1×10-3μm2，最大3.16×10-3μm2，不同试井方法测值不同，DST测试结果一般偏低。潘2井、晋CQ—9井构造裂缝发育，储层渗透率变好。潘1井3、9、15煤用DST方法测试渗透率为（0.001～0.130）×10-3μm2，潘2井主煤层用注入压降试井方法测试渗透率为1.53×10-3μm2。屯留1井和2井均用DST方法测试3煤为（0.025～0.034）×10-3μm2，15煤为0.015×10-3μm2。晋CQ—9井用注入压降法试井3煤为3.16×10-3μm2，阳泉HG—6井7煤为（0.93～5.67）×10-3μm2，9煤为0.42×10-3μm2，15煤为（0.43～6.73）×10-3μm2。

煤储层压力参数是评价研究煤层气藏的重要依据。沁水盆地42口水文钻孔资料测算地层压力及压力梯度在垂向和横向上均有较大差异。阳城太原组深度200～450 m，地层压力1.97～3.72 MPa，压力梯度0.0083～0.0105 MPa/m；山西组深度117～350.26 m，地层压力1.13～2.95 MPa，压力梯度0.00841～0.00945 MPa/m。潞安、长治太原组深度624.36～677.50 m，地层压力4.16～4.53 MPa，压力梯度0.0062～0.0072 MPa/m；山西组深度212.06～577.80 m，地层压力1.54～3.27 MPa，压力梯度0.0057～0.0073 MPa/m。寿阳、阳泉太原组深度222.38～633.84 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0054～0.0057 MPa/m；山西组深度310～544.80 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0027～0.0047 MPa/m。盆地4口井3个层位测试结果，采用注入压降试井的晋CQ—9井，3煤井深289 m，地层压力2.31 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；阳泉HG1井3煤井深512 m，地层压力3.99 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；15煤井深627 m，地层压力5.93 MPa，压力梯度0.009 MPa/m。采用DST试井方法的阳城潘1、2井为3、9、15煤，井深为328、328和369 m，地层压力为3.28、3.88和3.43MPa，压力梯度为0.010、0.012和0.009MPa/m。以上资料表明，上二叠统上石盒子组地层是区域性正常—微超压层，地层压力梯度为0.01 MPa/m左右，钻井钻进常有涌水，水头可达数米之高。自上石盒子组至中奥陶统马家沟组，地层压力逐渐增高，压力梯度逐渐减小。地层压力在盆地不同部位有所差异，盆地南部阳城压力近于正常，盆地东部潞安长治，盆地北部寿阳、阳泉，山西组、太原组和奥陶系灰岩地层压力梯度较低，地层欠压严重。沁参1井山西组煤层测试资料表明，盆地中部地层属微欠压或近于正常压力。沁水盆地为印支期后形成的构造盆地，沉积岩层经变形改造后形成复式向斜，不同含水层均以向斜构型形成水动力系统，达到总体的平衡。由于盆地构造部位不同，受挽近构造运动改造程度不同，以及大型复式向斜自身的复杂性，造成盆地内地层压力的差异。地层欠压严重的寿阳、阳泉一带，已有资料证实与岩溶陷落有关。在阳泉已揭露陷落柱348个，西山达573个，局部地区陷落柱密度可达28个/km2。岩溶陷落柱多为椭圆形，直径小者10 m，大者200～500 m。

有效地应力与煤层渗透性密切相关，有效地应力为地应力与地层压力之差，地应力由构造应力和静岩压力构成，随地层埋深增加而增高，当地层压力保持不变时，有效地应力随之增高。有效地应力越高，煤层渗透率越低，有效地应力越低，煤层渗透率越高。对盆地勘探目标层位有效地应力的测定需随煤层气勘探程度提高而获取，就已有测试井获取的资料说明，测试区有效地应力相对较低，对煤层渗透性改善有利。HG1井太原组15煤煤层中部深627.31 m，最小原地水平主应力7.45 MPa，原始地层压力5.93 MPa，原始地层压力梯度0.0095 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0119 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0024 MPa/m。沁参1井山西组煤层中部井深1021.9 m，最小原地水平主应力15.5 MPa，原始地层压力9.635 MPa，原始地层压力梯度0.0094 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0152 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0057 MPa/m。

沁水盆地石炭、二叠系含煤岩系具有较好的封盖层，对煤层气成藏、保存较为有利。上石盒子组泥岩段厚度大，单层最大厚度60 m。下石盒子组泥岩单层厚度16～25 m，最厚37 m，累厚422.9 m，在全盆地发育稳定，是良好的区域性盖层。山西组泥岩累计厚度反映盆地中部以南泥岩较发育，沁参1井泥岩累厚90 m，盆地北部太原、阳泉一带变薄。山西组3煤之上泥岩在盆地北部、南部较厚，潘2井累厚25.4 m，盆地中部沁县为23 m，盆地南部和边缘较薄。太原组泥岩比较发育，盆地自西而东逐渐变厚，沁1井最厚为64 m。太原组15煤之上泥岩在盆地东部较稳定，沁1井最厚46 m。本溪组铝土岩在盆地分布广泛，南部厚4～5 m，北部厚1.5～6.3 m，中部较厚，最厚达13 m，是石炭系与奥陶系的良好隔水层。从主煤层顶底板封盖条件分析，15煤顶板厚2～16 m，盆地北部为泥岩，中部为砂岩，南部为灰岩，顶板之上为庙沟灰岩，可见封盖条件北部优于南部。3煤顶板岩性变化较大，厚2～6 m，为砂质泥岩、泥质粉砂岩和致密砂岩，封盖性较好，3煤底板是1～4 m厚泥岩，最厚14 m，分布稳定，是良好的封隔层。

沁水盆地为一沉积构造盆地，北北东向似椭圆形的盆地周围被下古生代老岩层所围限，盆地周缘高、中间低呈盆地地貌，四周为海拔1500～2000 m的中高山，盆地中部上古生界、中新生界地层组成低山、丘陵或平原，盆地中部自霍山东翼至昔阳为海拔1600～1800 m的分水岭。受盆地地势控制地表水系形成以汾河为主体的水系，地下水与地表径流供水和泄水组成统一的水动力系统。沁水盆地区域含水层可分三类，松散孔隙含水层、裂隙含水层和裂隙岩溶含水层。松散孔隙含水层为第三系、第四系砂砾石层。裂隙含水层为石炭、二叠系和三叠系砂岩、页岩裂隙含水层。裂隙岩溶含水层为太原组薄层灰岩和奥陶系灰岩。太原组和山西组煤层普遍含水，储水空间是煤层割理及外生裂隙，孔隙度在无应力状态测试＜1%至4%，富水性很弱。

据盆地含水层特征与煤层关系分析，新生界疏散孔隙含水层底部粘土层隔水性好，与含煤岩系相隔较远，与煤层水力联系较小。三叠系裂隙含水层下伏石千峰组有约100 m泥质岩隔水层对煤层影响亦很小。上石盒子组砂岩裂隙含水层其下具多层较厚泥质岩，隔水性能良好，对煤层影响亦小。影响山西组煤层的是上、下围岩裂隙含水层，主煤层3煤顶板砂岩裂隙含水层位于煤层之上数米，至中部地区为直接顶板，由1～3层细—粗粒砂岩组成，厚6 m，最大23 m，富水性弱，盆地南部抽水试验涌水量0.0011 l/，盆地东部潞安部分钻孔一抽即干，说明3煤顶板砂岩裂隙含水对煤层水浸有限。裂隙含水层与煤层关系复杂，太原组15、13、11 煤层直接顶板为灰岩，岩溶不发育，裂隙不发育—较发育，多被方解石充填，富水性弱，对煤层影响不大，但寿阳钻井涌水量达8.102 l/，因此局部可能富水性强。奥陶系马家沟灰岩裂隙岩溶含水层，其水头标高高于15 煤底标高，寿阳、阳城都高于15煤标高，愈向盆地标高差愈大，奥陶系灰岩裂隙岩溶含水层与15煤底板相隔5～60 m，一般能起到隔水层作用，但当有裂隙通道时可能会连通。可见，煤层含水性弱，与围岩水力沟通程度取决于围岩的裂隙开启及岩溶发育程度。石炭、二叠系砂岩裂隙含水层富水性较弱，泥岩隔水层发育，对煤层气开发影响有限。奥陶系灰岩和石炭系太原组灰岩层局部富水性强，在断裂及岩溶陷落柱发育区对煤层有直接影响，对煤层气开发不利。

煤层气资源量是评价含煤盆地或煤层气藏资源前景的综合性量化参数，沁水盆地资源量测算以300～1000 m煤层埋深计算潜在资源量，1000～2000 m煤层埋深计算推测资源量。潜在资源量计算面积12700 km2，资源丰度（0.5～1.5）×108m3/km2，潜在资源量为（6375～19125）×108m3，均值12750×108m3。推测资源量煤层埋深1000～2000 m，含煤面积15400 km2（山西组与太原组面积之和），含气量23～26 m3/t，推测资源量（23299～26338）×108m3，均值25325×108m3；无烟煤面积4500 km2，含气量25～28 m3/t，推测资源量（14350～16072）×108m3，均值14925×108m3。沁水盆地煤层气总资源量（44024～61535）×108m3，均值53000×108m3。以此并综合煤层气地质条件，华北石油局对沁水盆地潞安长治、寿阳、阳城三个区块进行了综合评价并提出勘探开发建议。

西安煤炭研究分院对沁水盆地煤层气资源量亦进行测算，测算时删除200 m以浅甲烷风化带，将之下分为200～600 m，600～1000 m，1000～1500 m，＞1500 m四段，可采煤层以大于0.6 m厚为限（阳泉＞0.8 m）。计算结果：煤层气总资源量82032.91×108m3，总面积31911.62 km2，其中3煤17631.63×108m3，15煤30176.26×108m3。埋深200～600m，面积9297.28 km2，资源量15619.56×108m3；埋深600～1000 m，面积7515.39 km2，资源量18514.98×108m3；埋深1000～1500 m，面积8276.62 km2，资源量 25106.89×108m3；埋深＞1500 m，面积6822.33 km2，资源量22791.47×108m3。

沁水盆地是由华北古生代克拉通盆地经后期构造运动改造、分割变形的中型含煤沉积构造盆地，改造后的盆地呈复式向斜样式保存较为完整，内部构造较为简单，含煤岩系分布较为稳定，煤层厚度较大，煤层埋深适中，煤炭资源丰富。盆地主要含煤岩层上石炭统太原组、下二叠统山西组，含煤11～20层，煤层厚5～17 m，山西组3煤和太原组15煤在盆地内部稳定，埋深300～1500 m主采煤层占含煤总面积一半。石炭、二叠系含煤岩系变质程度相对较高，煤岩吸附能力较强，含气量达8～25 m3/t，2000 m以浅的煤层气资源量达53000×108m3，资源丰度（0.5～1.5）×108m3，是煤层气资源较为丰富的含煤盆地。沁水盆地是处于隆升构造背景下早期沉积晚期成盆的含煤盆地，具有较高的区域地热场背景，含煤岩系变质程度较高，是制约煤层气可采性的不利条件，但从煤岩储集层综合分析还有诸多有利因素。沁水盆地含煤岩系煤层割理较发育，外生裂隙亦发育，等温吸附特征较好，兰氏体积高，兰氏压力亦高，含气饱和度中等—偏高，气体扩散速率高，对气体解吸有利，煤层压力较正常或偏高，有利于煤层渗透性的改善和储层流体产出动能的提高。地层有效地应力低，利于煤层渗透性变好。煤体结构多为原生结构，对钻井完井和煤层渗透性改善有利。太原组、山西组煤层顶、底板岩性多为泥质岩，对煤层封盖较为有利，盆地水动力条件亦有较有利的条件。综合各种因素总体评价沁水含煤盆地煤层气资源前景较好，开发煤层气条件较为有利。

大同煤田不仅储量大，而且煤质也好。正在开采的侏罗纪煤系，是最好的动力用煤，被称为“世界动力煤细粮”。它有五大特点：第一是火力强，一般的煤每公斤发热量只有5000~6000大卡，只能烧开9~10公斤水；大同侏罗纪煤每公斤发热量却达约8000大卡，能烧开11~12公斤水。第二是灰分低，一般的煤灰分都在10%~20%，即每百斤煤烧完后要留下10~20斤灰渣；大同侏罗纪的煤灰分只有5~8%，即每百斤烧完后只有5~8斤灰渣。第三是硫、磷等杂质少，大同侏罗纪煤含硫小于1%，含磷只有0.29%。第四是挥发分高，大同侏罗纪煤挥发分含量都在30%~34%间，用作燃料很容易点燃，宜于制煤气，并且是加工转化成煤化工产品的好原料。第五是硬度高。煤质坚硬开采起来费点事，但在运输上，特别是长途运输就很方便了。大同的优质煤很早就遐迩闻名，从前，北京、天津一带的煤商都用“口泉大块”作为招徕顾客的商标。现在大同煤更是国家建设不可缺少的工业原料。

此外，大同煤田还具有优越的开采条件。首先是它的煤层离地表很近，开凿井筒一般只要凿下去60~100米就能见煤，最深的部分也不超过400米，因此，建井快、投资少。第二，煤层倾斜度小，一般的斜度都在5%左右，便于机械开采。第三，顶板坚硬，顶板岩石多是坚硬的胶质岩石，有的地方采空了几十年，顶板岩石还掉不下来。第四，瓦斯量少。第五，地下水少。一般矿井涌水量都在每分钟6~7吨左右，甚至更多，大同煤矿还不超过1吨，排水设备可节省。

贺天才 田永东

（山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司 山西晋城 048006）

作者简介：贺天才，1963年生，男，山西晋城人，山西晋城煤业集团总工程师、博士研究生，从事煤炭和煤层气开发工作。

摘要 晋城矿区煤层气地面抽采经过几年的发展，目前日产气量已经达到30×104m3，日压缩煤层气10×104m3，初步形成了一定的生产规模。生产实践同时证明煤层气地面抽采可以有效降低煤层瓦斯压力和瓦斯含量。根据目前的实际产气情况计算，煤层气井控制范围内的瓦斯含量每年可以降低约1m3左右，因此煤层气地面抽采可以降低矿井突出危险，减少井下瓦斯涌出量，促进煤矿生产安全。

关键词 晋城 煤层气 开发 利用 进展

Progress on Exploitation and Utilization of CBM in Jincheng Coalmine

He Tiancai，Tian Yongdong

（Shanxi Jincheng Anthracite Mining Group Company Ltd.，Jincheng 048006）

Abstract：After the CBM surface extraction projects in Jincheng coalmine developed for a few years，at present，the daily CBM production has reached 300，000m3，the daily capacity of compressed CBM is 100，000m3，which has formed a certain scale of production.At the same time，production practice has proved that CBM surface extraction can effectively reduce gas content and gas pressure.According to the current gas production，gas content in coal seams can be annually decreased by 1 cubic meter within the control scope of one CBM well.Therefore，CBM surface extraction can lower the burst danger of mines，underground coal gas flow-out and improve coal safe production.

Keywords：Jincheng；CBM；Development；Utilization；Progress

1 开发背景和概况

晋城矿区是国家规划的13个大型煤炭基地中晋东煤炭基地的重要组成部分，19个首批煤炭国家规划矿区之一，是我国重要的优质无烟煤生产基地，属国家实行保护性开采的稀缺煤种。矿区位于山西省东南部、沁水煤田南部，矿区规划面积3753km2，地质储量437.6×108t，规划矿井13座矿井。晋城煤业集团作为晋城矿区的开发主体，目前有7座生产矿井和一座在建矿井，2005年核定生产能力 3060×104t/a，实际生产原煤3006×104t。

根据煤炭科学研究总院重庆分院和西安分院的评估报告：晋城矿区规划区范围内煤层气资源总量为6000×108m3，寺河和成庄井田范围内的煤层气资源量为530×108m3。寺河井田东区瓦斯平均含量为9.03m3/t，西区为16.6m3/t，北区在地面抽采钻孔施工过程中测定的瓦斯最高含量为28.7m3/t。成庄井田西南部瓦斯含量最高为15.62m3/t。矿区煤层透气性系数一般为0.0239～213m2/MPa2·d，煤层瓦斯压力一般为0.2～2.12MPa。

2005年，成庄矿绝对瓦斯涌出量达到239m3/min，相对瓦斯涌出量为16.14m3/t。2005年寺河矿井的绝对瓦斯涌出量达到479m3/min，相对瓦斯涌出量为22.3m3/t，为高瓦斯矿井。

目前寺河矿和成庄矿井下瓦斯抽放已经难以满足煤炭安全生产的需要，因此需要通过地面抽采来降低矿井瓦斯涌出量。

2 晋城矿区煤层气的开发和利用

煤层气（瓦斯）作为煤炭的伴生资源，不仅对煤矿的生产安全和矿工的生命安全构成了最大的威胁，而且还是一种具有强烈温室效应的有害气体。为了切实解除瓦斯对煤矿和矿工的危害，切实从源头上降低煤层瓦斯含量，建设本质安全型矿井，晋城煤业集团多年来始终坚持“为安全生产服务、为提高居民生活质量服务、实现产业化经营”的指导思想，以“井上井下抽采相结合，抽采和利用相结合”为工作方针，不断探索瓦斯治理与开发利用的新途径，取得了良好的经济、社会和环境效益。

2.1 煤层气地面抽采

地面钻井预抽，主要是在矿井建设前或煤层开采前进行预抽采，它不受空间约束，不受时间限制，可以提前5年、10年或更长时间在地面布置大规模井群，进行大面积抽采，既可提高抽采效果，又可形成产业规模，地面钻孔可实现采前抽、采动抽、采后抽的长周期稳定抽放，并且还可起到地质勘探的作用，达到“一井四用”的目的。

从1992年开始，晋城煤业集团先后在潘庄施工了7口煤层气井，在国内率先开展了煤层气地面预抽的试验工作，经过十多年的生产试验和技术研究，基本掌握了煤层气井钻井、压裂、排采、集输等一套完整的无烟煤地面抽采技术。从2003年开始，晋城煤业集团从煤矿生产安全的需要出发，先后在寺河矿、成庄矿进行规模化的煤层气地面抽采，至2005年年底在寺河矿区形成150口煤层气井的井组规模，成为目前国内最大规模的煤层气地面抽采井群，煤层气年抽采能力达到1.2×108m3，2005年实际瓦斯抽采量达到2003×104m3。

截至目前为止，晋城煤业集团已完成钻井的煤层气井300余口，基本具备抽采条件的煤层气井200口，地面煤层气年抽采能力达到1.5×108m3，其中投入运行并产气的煤层气井110口，日产气量达到30×104m3，另有40口煤层气井新近投入运行。随着煤层气井组规模的逐渐扩大，地面煤层气产量也不断提高，2006年前半年，晋煤集团的煤层气地面抽采量接近4000×104m3。

煤层气（瓦斯）同时是一种清洁、高效的能源，是我国政府鼓励开发利用的资源。为此，晋城煤业集团不仅建成了目前国内规模最大的煤层气地面抽采井群，同时也建立了完善的煤层气利用体系。2005年年底，潘庄煤层气压缩站经过两期扩建，日处理能力达到16×104m3，也是目前国内最大规模的煤层气压缩站。潘庄的煤层气经过压缩后源源不断运送至晋城、长治、太原、郑州、焦作、开封等城市，广泛应用于民用、工业、公共、发电、汽车燃料等行业。另外，潘庄的煤层气也开始向周围的农村居民供应，使他们告别了祖祖辈辈用煤的历史，用上了清洁的天然气。

2005年，晋城煤业集团通过槽车向外运送煤层气870×104m3，就地利用煤层气68.88×104m3，全年地面抽放的煤层气利用总量达到 939.88×104m3，抽采利用率46.9%。随着汽油价格的上涨和国内能源需求的不断增长，周边城市购买煤层气的意向也不断增多，仅2006年前半年，晋城煤业集团通过槽车向外运送的煤层气已经超过了1400×104m3。

随着煤层气地面抽采量的不断提高，为充分利用地面抽采的煤层气，晋煤集团加大了对煤层气利用工程的投资和建设力度，目前正在新建两座日处理能力为20×104m3的煤层气压缩站，预计2006年年底可以先后投入运行；从“李庄—晋城—矿区”的煤层气输气管线也正在建设之中，预计2006年年底前可以完成管道铺设，该管线最终的年输送能力将达到9×108m3。这些项目建成后，寺河矿区及其附近的煤层气将得到有效利用。

2.2 煤层气井下抽采

虽然煤层气地面抽采具有不少优点，但目前井下抽放仍然是解决矿井通风和安全生产的主要手段，因此在不断重视煤层气地面抽采的同时，晋煤集团加大了煤层气井下抽采的力度，采用本煤层密集钻孔边掘边抽、边采掘边抽和老空区抽采相结合的方式，加大抽采的覆盖面和强度。2005年晋煤集团还从澳大利亚引进三台千米钻机，用于寺河矿和成庄矿的井下瓦斯抽放，并在寺河矿成功施工了千米钻孔。

2005年，寺河矿井下瓦斯抽放总量达到10950×104m3，抽放瓦斯浓度平均为55%左右，主要用于发电、煤泥烘干、锅炉、民用等方面。2005年寺河矿实际瓦斯利用量（标态纯量）达到9065×104m3，井下瓦斯抽放利用率达到82.8%，其中1.5万千瓦瓦斯电站用气量为4985×104m3，煤泥烘干用气量为52.6×104m3，其余气量用于锅炉及民用。2005年成庄矿井下瓦斯抽放总量达到5052×104m3，主要为民用和发电。2005年晋城煤业集团煤层气总利用量达到（标态纯量）10004.88×104m3，利用率55.6%，相当于减排二氧化碳150×104t左右。

目前，亚洲开发银行12×104kW煤层气电厂项目已经于2006年初正式开工建设，一期工程预计年底完成。届时，寺河矿及其附近矿井井下抽放的瓦斯将全部达到利用。

2.3 清洁发展机制

晋城煤业集团在利用有形煤层气的同时，还积极利用清洁发展机制，开发CDM项目。晋煤集团亚洲开发银行贷款的12×104kW煤层气电厂项目每年将利用煤层气1.8×108m3，相当于年减排二氧化碳200 多万吨，可以大幅度降低该矿的瓦斯风排量，保护大气和环境。2004年世界银行碳汇基金购买了该项目450×104t（10年期）的减排量和150×104t的期权，减排购买协议已于2004年12月1日签订，日本碳基金（JCF）也购买了该项目240×104t（10年期）的减排量，减排购买协议已于2005年11月签订。

3 煤层气地面预抽实际效果评价

通过煤层气地面预抽，可以实实在在地使煤层瓦斯含量降低，瓦斯压力提前释放，从源头上有效控制瓦斯灾害，促进矿井安全生产。此外，煤层气钻孔同时可以兼作地质勘探孔，煤层气又是优质的能源，因此煤层气地面抽采具有良好的综合效益。

3.1 效果佳，促安全

根据生产数据，截至2006年6月底，寺河煤层气预抽项目100口煤层气井累计产气超过6000×104m3，按该区煤层平均厚度6m、密度为1.45 t/m3计算，这100口煤层气井的控制煤炭储量约9000×104t。也就是说，经过一年多的抽采，该区煤层气井控制范围内的煤层吨煤瓦斯含量平均降低了约0.66m3。目前这100口煤层气井的日总产气量已经上升至25×104m3，以此数据计算，未来每年可使该煤层气井组控制范围内的吨煤瓦斯含量降低约1m3左右。这样，该区经过7～8年的地面预抽，抽放区域内煤层的吨煤瓦斯含量即可降低到8m3以下，达到相对安全的条件。

值得注意的是，在晋煤集团目前已施工的煤层气井中，SH-003号、SH-075号、SHX-108号、SHX-112号和SHX-115号都出现了不同程度的瓦斯井喷现象，这在全国都十分少见，因此通过地面钻孔预抽，不仅降低了煤层瓦斯含量，而且释放了瓦斯压力，减小了矿井开采过程中瓦斯突出的危险。

3.2 用途多，投资省

煤层气井开发过程中，可以获得大量煤层及其顶底板深度、岩性的翔实数据，和煤层瓦斯含量、富水性的详细资料，这些数据和资料也是未来煤矿采煤过程中必需的信息。通过对这些资料的处理利用，可以提高资料的利用效率，节省勘探投资，因此煤层气地面钻孔还具有地质勘探孔的作用。

煤层气井的井间距一般为300～400m左右，远小于普通煤炭精查勘探孔的井间距，因此煤层气井钻探所获得的参数精度相对要高。目前晋煤集团正在将煤层气井控制区域内的有关资料进行整理，并据此绘制出更详细的煤层底板等高线图和煤层厚度等值线图，不久将应用在该区煤矿的煤炭生产中。图1和图2是利用煤层气井开发资料绘制的煤层底板等高线图和瓦斯含量等值线图，这些图件的精度得到了大幅度的提高。

图1 据钻井资料绘制的煤层底板等高线图

图2 据解吸和解吸资料绘制的瓦斯含量等值线图

随着未来煤炭的开采，煤层气地面预抽孔还将具有采动抽和采后抽的功能，可以在煤炭开采的不同阶段对矿井瓦斯进行抽放，从而延长气井的生产周期，大大提高煤层气井的利用率，真正实现一井多用。

3.3 浓度高，利用广

井下抽放的瓦斯由于其浓度相对较低，往往只能就地发电或燃烧，利用价值低，效益差，而地面抽放的煤层气甲烷浓度通常都高于95%，因此具有更广泛的用途和更高的利用价值。地面抽放的煤层气除可以用于发电和燃烧外，还可以用作汽车燃料，目前晋城市汽车用压缩煤层气的销售价格为2.2元/m3，利用价值远远高于发电和燃烧，另外煤层气还可以通过压缩或液化运送至其他城市，因此利用价值高，效益好。

目前晋煤集团地面抽采的煤层气多数通过压缩的方式运送到了周边城市进行利用。截至目前为止，潘庄煤层气压缩站已经压缩煤层气2500×104m3，市场用户反映好，购买需求强烈。

4 晋煤集团煤层气开发利用规划

“十一五”期间，晋城煤业集团将紧紧围绕晋城矿区总体开发规划，开展规模化的煤层气抽采工作。生产矿井将提前5～7年或更长时间布置地面钻孔进行抽采，以降低煤层瓦斯含量和释放瓦斯压力。井下抽采主要采用模块式预抽、本煤层密集钻孔边掘边抽、边采边抽和老空区抽采相结合的综合抽放办法，加大抽采的覆盖面和强度，最终形成井上、井下抽采相结合。待开发矿井将从目前开始地面预抽，力争通过预抽，到新井投产时将煤层瓦斯含量降低到10m3/t以下，不仅可以有效提高新井安全的可靠程度，实现安全生产，而且可以在一定程度上减少矿井通风系统投入，降低巷道建设成本，从而降低新井基建投资。

预计“十一五”末，晋城煤业集团将在现有高瓦斯矿井和新建矿井中施工2000口地面煤层气抽采井，并进一步完善井下瓦斯抽放体系，加大瓦斯的抽放力度，使井上、井下的煤层气年抽放量达到18×108m3。届时，晋煤集团将全面实现煤层气井上、井下共同抽采，建成采气采煤一体化的生产格局，真正建立本质安全型的煤炭企业。

参考文献

[1]袁亮.2004，松软低渗透煤层群瓦斯抽采理论与技术.北京：煤炭工业出版杜

[2]林柏泉，张建国.矿井瓦斯抽采理论和技术.徐州：中国矿业大学出版杜

太行山东麓高瓦斯带包括焦作、鹤壁、安阳、峰峰、邯郸、邢台、灵山、井陉、济源等矿区，其中以前六个矿区规模相对较大。该带现有国有煤矿110座左右，高瓦斯矿井和煤与瓦斯突出矿井约50座，特别是中南部的峰峰、安阳、鹤壁、焦作高瓦斯矿井更为集中，矿井最高相对瓦斯涌出量在50m3/t·d左右。虽然历次全国煤层气资源评价均将该区作为评价重点之一，但同样缺乏针对煤矿区的煤层气资源数据。

（一）焦作矿区

焦作矿区位于河南省北部，面积约900km2。赋煤构造为一走向北东—北北东、倾向南东、倾角8°～15°的单斜构造；含煤地层为石炭—二叠系太原组和山西组，含煤最多15层，其中太原组9层，山西组6层，可采和局部可采者3～5层，可采煤层厚9m左右，以中厚煤层或厚煤层为主，稳定或较为稳定。煤级属无烟煤。焦作煤业集团公司是矿区内主要煤炭开发企业，现有生产煤矿9个，2004年煤炭产量为767×104t。

表7-5 鹤岗矿区矿井煤层气资源类别及其评价参数

1.矿井瓦斯涌出

现有9对生产矿井中，有7对为高瓦斯矿井，这7对矿井全部为煤与瓦斯突出矿井。据统计全区各矿井2004年瓦斯总涌出量为130.6m3/min，通风排放瓦斯约18×104m3/d；相对瓦斯涌出量介于8.18～57.46m3/t·d，同一矿井不同年份瓦斯涌出量差别较大，如演马庄矿近年来相对瓦斯涌出量变化于15.07～57.46m3/t·d之间。

2.煤层气储集

煤田勘探920m以浅，瓦斯孔实测煤层含气量（可燃基）3.67～39.16m3/t，煤层气甲烷浓度45%～99%，含气饱和度变化于56%～99%，一般在70%左右，煤层气风化带深度一般在80m；煤体结构破碎，主要为碎粒煤和糜棱煤，孔隙度7%～12%；煤层气井CQ6井注入/压降法试井实测煤层渗透率0.001～0.07m D，实测最大储层压力7.08MPa(1100m垂深），实测储层压力梯度0.6～1.0MPa/100m，兰氏体积平均为39m3/t左右，兰氏压力平均为2.7MPa。

3.煤层气资源

（1）煤层气资源量

焦作矿区（生产矿井和在建矿井）煤层气资源量合计99.46×108m3，可采煤层气资源量合计21.79×108m3。在煤层气资源总量中，消耗资源量23.83×108m3，占23.96%；剩余煤层气资源量75.63×108m3，占76.04%。消耗的煤层气资源量由抽放消耗量和风排瓦斯消耗量两部分组成。其中，抽放消耗量约为2.87×108m3，占12.04%；风排瓦斯消耗量20.96×108m3，占87.96%。剩余煤层气可采资源量18.16×108m3。采空区残留煤层气资源量3.92×108m3。

（2）煤层气资源类别

焦作矿区各矿井煤层气资源类别评价参数取值及其得分见表7-6。古汉山矿有煤层气试井资料，五项因素累计分值为220，资源类别为I类；其它七对矿井只有煤厚、含气量和埋深参数，三项累计分值为150，资源类别为I类（表7-6）。

表7-6 焦作矿区矿井煤层气资源类别及其评价参数

（二）鹤壁矿区

鹤壁矿区位于河南省东北部，面积约129km2。赋煤构造为一地层走向近南北、倾向东、倾角8°～30°的单斜构造；含煤地层为石炭—二叠系太原组和山西组，含煤31层，可采和大部可采者4层，其中太原组3层、山西组1层，可采煤层厚9.5m左右，以中厚煤层或厚煤层为主，稳定或较为稳定。煤级主要为无烟煤、贫煤和瘦煤。鹤壁煤业集团公司是矿区内主要煤炭开发企业，现有生产煤矿7个，2004年煤炭产量734×104t。

1.矿井瓦斯涌出

现有7对生产矿井全部为高瓦斯矿井，其中六、八、十矿3对矿井为煤与瓦斯突出矿井。各矿井平均相对瓦斯涌出量介于17.62～20.97m3/t·d，平均为19.32m3/t·d。

2.煤层气储集

煤田勘探1171m以浅，瓦斯孔实测煤层含气量（可燃基）0.03～32.55m3/t，煤层气甲烷浓度一般在85%～95%，含气饱和度一般60%～70%，含气梯度一般为0.7～1.2m3/t·100m，煤层气风化带深度一般200～300m；孔隙度4.8%～8.8%，二1煤层实测煤的渗透率为0.159～0.315m D，井下测二1煤层瓦斯压力为1.0～2.19MPa，瓦斯压力梯度为0.7～0.9MPa/100m，兰氏体积为40～52m3/t（干燥煤样）。

3.煤层气资源

（1）煤层气资源量

鹤壁矿区主要生产和在建矿井煤层气资源计算结果见附表、附图。鹤壁矿区（生产矿井和在建矿井）煤层气资源量合计46.85×108m3，可采煤层气资源量合计17.75×108m3。在煤层气资源总量中，消耗资源量18.15×108m3，占38.74%；剩余煤层气资源量28.70×108m3，占61.26%。消耗的煤层气资源量由抽放消耗量和风排瓦斯消耗量两部分组成。其中，抽放消耗量约为2.59×108m3，占14.27%；风排瓦斯消耗量15.56×108m3，占85.73%。剩余煤层气可采资源量10.04×108m3。采空区残留煤层气资源量7.29×108m3。

（2）煤层气资源类别

鹤壁矿区各矿井煤层气资源类别评价参数取值及其得分见表7-7。矿区内没有煤层气试井资料，只有煤厚、含气量和埋深参数，三项累计分值为130，资源类别为I类（表7-7）。

表7-7 鹤壁矿区矿井煤层气资源类别及其评价参数

（三）安阳矿区

安阳矿区位于河南省东北部，面积约244km2。赋煤构造为一地层走向近南北、倾向东、倾角2°～35°度的单斜构造；含煤地层为石炭—二叠系太原组和山西组，含煤31层，可采和大部可采者4层，其中太原组3层、山西组1层，可采煤层厚9.5m左右，以中厚煤层或厚煤层为主，稳定或较为稳定。煤级主要为无烟煤、贫煤和瘦煤。安阳煤业集团公司是矿区内主要煤炭开发企业，现有生产煤矿7个，2004年煤炭产量237×104t。

1.矿井瓦斯涌出

现有矿井全部为突出矿井和高瓦斯矿井，相对瓦斯涌出量介于9.55～30.68m3/t·d，绝对瓦斯涌出量介于2.19～25.91m3/min，其中以龙山矿瓦斯涌出量最高。

2.煤层气储集

煤田勘探1171m以浅，瓦斯孔实测煤层含气量（可燃基）0.03～32.55m3/t，煤层气甲烷浓度一般在85%～95%，含气饱和度一般60%～70%，含气梯度一般为0.7～1.2m3/t·100m,煤层气风化带深度一般200～300m；孔隙度4.8%～8.8%，二1煤层实测煤的渗透率为0.159～0.315m D，井下测二1煤层瓦斯压力为1.0～2.19MPa，瓦斯压力梯度为0.7～0.9MPa/100m，兰氏体积为40～52m3/t（干燥煤样）。

3.煤层气资源

（1）煤层气资源量

安阳矿区（生产矿井和在建矿井）煤层气资源量合计31.36×108m3，可采煤层气资源量合计9.47×108m3。在煤层气资源总量中，消耗资源量12.49×108m3，占39.83%；剩余煤层气资源量1 8.87×108m3，占60.1 7%。消耗的煤层气资源量由抽放消耗量和风排瓦斯消耗量两部分组成。其中，抽放消耗量约为1.67×108m3，占13.37%；风排瓦斯消耗量10.82×108m3，占86.63%。剩余煤层气可采资源量5.63×108m3。采空区残留煤层气资源量4.00×108m3。

表7-8 安阳矿区矿井煤层气资源类别及其评价参数

（2）煤层气资源类别

安阳矿区各矿井煤层气资源类别评价参数取值及其得分见表7-8。只有龙山矿有煤层气试井资料，五项因素累计分值为200，资源类别为I类；其他五对矿井只有煤厚、含气量和埋深参数，三项累计分值为130，资源类别为I类（表7-8）。

（四）峰峰矿区

峰峰矿区位于河北省西南部，面积约900km2。赋煤构造被轴向近南北向的鼓山、紫山背斜分割为东西两部分，背斜以西主要为一向斜构造，背斜以东主要为一单斜构造；含煤地层为石炭—二叠系太原组和山西组，含煤10～26层，可采和局部可采者8层，其中太原组7层、山西组1层，可采煤层平均厚度11m左右，以中厚煤层或厚煤层为主，稳定或较为稳定。煤级主要为无烟煤、贫煤、瘦煤、焦煤和肥煤。峰峰矿业集团公司是矿区内主要煤炭开发企业，现有生产煤矿10个，煤炭生产能力600×104t/a。

1.矿井瓦斯涌出

现有10个矿井中，7个矿井为高瓦斯矿井，3个矿井为低瓦斯矿井；相对瓦斯涌出量介于1.21～40.52m3/t·d，绝对瓦斯涌出量介于1.38～68.89m3/min。在纵向上，随着各矿区开采水平的不断延伸，矿井瓦斯涌出量呈现增高趋势；平面上瓦斯分布具有明显的分带性，低瓦斯矿井多分布在鼓山背斜两翼的浅部，高瓦斯矿井主要分布在鼓山东侧深部。

2.煤层气储集

煤田勘探瓦斯孔实测煤层含气量（可燃基）0.03～13.27m3/t，煤层气甲烷浓度一般在5.39%～98.87%，含气饱和度一般10%～43%，煤层气风化带深度一般100m；煤层气井实测煤的渗透率为0.0155～0.725mD，淑1井实测的储层压力为6.23MPa，压力梯度为1.087MPa/100m，兰氏体积平均为32m3/t左右，兰氏压力平均为3.0MPa。

3.煤层气资源

（1）煤层气资源量

峰峰矿区主要矿井煤层气资源量合计373.92×108m3，可采煤层气资源量合计64.43×108m3。在煤层气资源总量中，消耗资源量29.61×108m3，占7.92%；剩余煤层气资源量344.31×108m3，占92.08%。消耗的煤层气资源量由抽放消耗量和风排瓦斯消耗量两部分组成。其中，抽放消耗量约为2.32×108m3，占7.84%；风排瓦斯消耗量27.29×108m3，占92.16%。剩余煤层气可采资源量51.30×108m3。采空区残留煤层气资源量24.61×108m3。

（2）煤层气资源类别

峰峰矿区各矿井煤层气资源类别评价参数取值及其得分见表7-9。矿井煤层气资源评价得分150～210,5个统计矿井中，2个矿井资源类别为I类，煤层气资源量为146.13×108m3，占总资源量的39.08%3个矿井资源类别为Ⅱ类，煤层气资源量为247.79×108m3，占总资源量的60.92%（表7-9）。

表7-9 峰峰矿区矿井煤层气资源类别及其评价参数

（五）邢台矿区

邢台矿区位于河北省西南部，面积约145km2。赋煤构造为北北东向展布的邢台武安坳陷东翼，南部总体为一复向斜构造，中北部断裂构造发育；含煤地层为石炭—二叠系本溪组、太原组和山西组，含煤11～22层，其中本溪组1～2层，太原组9～16层，山西组3～5层，可采和局部可采者9层，煤层累厚18m左右，以中厚煤层或厚煤层为主，稳定或较为稳定。煤级主要为气煤、肥煤（北部）、无烟煤（南部）。邢台矿业集团公司是矿区内主要煤炭开发企业，现有生产煤矿6个，煤炭生产能力580×104t/a。

1.矿井瓦斯涌出

现有6个矿井全部为低瓦斯矿井，仅在南部显德汪矿和葛泉矿的个别地段瓦斯含量较高。相对瓦斯涌出量一般小于2.0m3/t·d，绝对瓦斯涌出量一般小于6.0m3/min。矿井瓦斯涌出量变化具有如下规律：

（1）矿区瓦斯涌出量随着开采深度的增加而增大。上水平（－320m）瓦斯相对涌出量0.94m3/t·d，绝对涌出量2.16m3/min；下水平（－450m）瓦斯相对涌出量2.95m3/t·d，绝对涌出量3.48m3/min。

（2）不同煤分层工作面平均瓦斯涌出量与工作面平均瓦斯涌出量的比值，在一定范围内波动。

（3）瓦斯涌出量受断层的控制分区分带明显。从井田浅部到深部，过一个断层瓦斯涌出量增加一个台阶。

（4）煤层顶板为中粗粒砂岩时，瓦斯涌出量较泥质岩、粉砂岩顶板区偏低。

2.煤层气储集

煤田勘探800m以浅，瓦斯孔实测煤层含气量（可燃基）0.05～16.40m3/t，一般小于3m3/t，煤层气甲烷浓度多小于80%，煤层气风化带深度一般130m；煤矿井下实测的瓦斯压力为0.4～1.0MPa。

3.煤层气资源

（1）煤层气资源量

邢台矿区主要矿井煤层气资源量合计43.12×108m3，可采煤层气资源量合计6.17×108m3。在煤层气资源总量中，消耗资源量2.24×108m3，占5.19%；剩余煤层气资源量40.88×108m3，占94.81%。消耗的煤层气资源量由抽放消耗量和风排瓦斯消耗量两部分组成。其中，抽放消耗量约为0×108m3，占0%；风排瓦斯消耗量2.24×108m3，占100%。剩余煤层气可采资源量6.13×108m3。采空区残留的煤层气资源量0.06×108m3。

（2）煤层气资源类别

邢台矿区各矿井煤层气资源评价得分100～110,6个统计矿井的资源类别均为Ⅱ类，煤层气资源量为43.12×108m3（表7-10）。

河南省煤矿瓦斯地质图图集

大平煤矿瓦斯地质简介

一、矿井概况

郑州煤炭工业（集团）有限责任公司大平煤矿位于河南省登封市与新密市交界处，在郑州市西南60km，西距少林寺30km，位置优越，交通便利。井田东西走向长5km，南北倾斜宽2km，面积10km2。

1986年6月建成投产，设计生产能力为60×104t/a，后经技术改造，实际生产能力达120×104t/a以上，现在核定生产能力为90×104t/a。矿井采用立井单水平上下山开拓方式，两翼对角抽出式通风。

目前，矿井为煤与瓦斯突出矿井。矿井自投产以来，1986～1988年间属低瓦斯矿井。从1989年开始，随着矿井开采深度的增加，矿井转为高瓦斯矿井。2004年10月20日，21轨道下山岩石掘进工作面发生了特大型煤与瓦斯突出，大平煤矿成为煤与瓦斯突出矿井。

大平煤矿含煤地层为石炭—二叠系，成煤条件好。含煤地层厚800余米，含煤9组计37层，其中可采和局部可采6层，可采总厚12m 左右，含煤系数2.7%。目前主采山西组二1煤层，二1煤层厚度变化较大，厚度1.1～30m，大多为5～7m，煤层倾角浅部大、深部小，一般7°～19°，煤层直接顶为砂质泥岩，老顶为砂质泥岩或泥岩。

二、井田地质构造及控制特征

大平矿井位于新密矿区的西南部，总体形态为一轴向近EW，向东倾伏的向斜构造，断裂比较发育。大平井田受控于NE向的大冶向斜和落差百米左右的吴庄逆断层、周山逆断层等，实际上是一个NE向展布的挤压构造带。

三、矿井瓦斯地质规律

大平煤矿煤层为石炭—二叠系，成煤条件好，目前主采的为山西组二1煤层。三叠纪，本区位于华北地区沉积中心，沉积厚度数千米。随着煤层埋藏深度增加，地温升高，煤化作用增强，为高变质的烟煤（贫煤），瓦斯生成条件优越。

大平矿井所在的新密矿区主体构造是NW向，先期（早中三叠世）受到秦岭造山带隆起由SW 向NE向的强烈推挤作用，并形成构造煤，有利于构造对瓦斯的封闭作用；后两期（晚侏罗世至早白垩世、晚白垩世至古近—新近纪）的伸展运动背景下的差异升降活动，主要表现为SW、NE两个方向的拉张，使得新密矿区成为以NW方向展布为主的一系列正断层所夹的地堑、地垒、掀斜构造，煤系盖层遭到强烈地风化、剥蚀，数千米厚的三叠系地层剥蚀殆尽，煤层中瓦斯得以大量释放。新密矿区发生在新近纪始新世至渐新世的重力滑动构造，使得煤层进一步剪切破坏。滑动构造是在高角度正断层运动过程中发生的，属于伸展构造范畴。由于是在拉张背景下，煤层瓦斯进一步被释放。煤炭科学研究总院重庆分院2003年12月在标高－107m（垂深447m）处测定了二1煤层瓦斯压力为0.64MPa，瓦斯压力比较小，也说明了瓦斯被大量释放。

大平井田受控于NE向的大冶向斜和落差百米左右的吴庄逆断层、周山逆断层等，实际上是一个NE向展布的挤压构造带。井田内构造煤成层发育，普遍1～2m 以上，局部全层发育，主要为Ⅳ、Ⅴ类构造煤，实测煤层坚固性系数f值最小为0.12，瓦斯放散初速度△P为30以上。标高－282m（垂深612m）处，瓦斯压力1.0MPa以上。随着埋深的增加，瓦斯压力不断增加，尤其是在构造挤压带，瓦斯压力会增加的很快，具有煤与瓦斯突出危险性。

四、矿井瓦斯含量分布

煤层底板标高在－31.80～－286.00m 之间，煤层瓦斯含量5.94～12.59m3/t，瓦斯含量随埋深增加而增大的整体趋势。

五、瓦斯涌出特征

1986～1988年间在开采井田南部靠近瓦斯风化带的浅部煤层时，矿井的绝对瓦斯涌出量平均为2.03m3/min，相对瓦斯涌出量平均为7.45m3/t，属低瓦斯矿井。从1989年开始，随着矿井开采深度的增加，瓦斯涌出量逐渐增大，矿井转为高瓦斯矿井。2004年10月20日，21轨道下山岩石掘进工作面发生了特大型煤与瓦斯突出，大平煤矿成为煤与瓦斯突出矿井。

六、煤与瓦斯区域突出危险性划分

根据矿井瓦斯地质规律、11次瓦斯动力现象和突出危险性参数，大平矿井二1煤层在标高＋50m 以深预测为突出危险区。21采区的深部为一向斜盆地，与周山逆断层、马沟逆断层、F6逆断层等形成了构造复杂区；位于井田西翼的15采区的深部为一向斜盆地，EW 向展布的F1-1逆断层贯穿整个采区的深部，形成了构造复杂区；这些构造复杂区增大了煤与瓦斯突出危险性。

河南省煤矿瓦斯地质图图集

超化煤矿瓦斯地质简介

一、矿井概况

郑州煤炭工业（集团）有限责任公司超化煤矿位于河南省新密市超化镇境内，地处新密煤田南部，北临裴沟煤矿，西临大平煤矿，交通便利。井田平均走向长4.5km，倾斜宽1.8km，井田面积12.5km2。

1983年12月建井，1993年12月投产，原设计生产能力为90×104t/a，现实际生产能力达到240×104t/a。采用立井单水平上下山开拓，倾斜长壁放顶煤一次采全高后退式采煤法，全部垮落法管理顶板。矿井通风方式为对角式，通风方法为抽出式，副井进风，东西两风井回风。

超化煤矿2005年鉴定为煤与瓦斯突出矿井，开采二1煤层，煤层厚度变化大，在0～30.05m 之间，平均10m，煤层倾角6°～36°，平均10°。1997～2002年的瓦斯等级鉴定基本数据见下表。

河南省煤矿瓦斯地质图图集

二、井田地质构造及控制特征

超化矿井位于总体为NW向展布的新密向斜的南翼，同时位于平陌滑动构造带的东段，总体为一走向NW、NWW向展布的单斜构造，局部为NEE、NE向构造。井田北部边界为NW向展布的超化正断层，南部边界的西南侧为NW向展布的龟山正断层，南部边界的东南侧为NE向展布的崔庄断层。

井田构造大致以21轨道下山、21回风下山为界，可以描述为东、西两部分。西半部为NW向构造控制，如崔拐正断层、DF6正断层、DF4正断层，煤层走向为NW向展布。东半部表现为NE向构造与NW向构造的叠加，由西向东，煤层走向由NWW变为NEE至NE，并出现了如落差50m的NE向展布的崔庄正断层；在23回风下山、23皮带下山的标高－160m 至－320m 之间煤层走向由NW向弯转为NE向，并呈向、背斜构造。受NW向展布的关口正断层作用，从南翼向北翼方向滑动，在井田东南翼又受到NE向展布的崔庄正断层上盘下滑时的作用，煤层厚度变化大，煤层厚度由0.19m 变化到28.9m，平均10.0m，煤层倾角由6°变到36°，平均10°，在井田的南翼变化比北翼剧烈。

三、矿井瓦斯地质规律

（1）超化井田西半部主要受NW向构造控制，井田的东半部表现为NE向构造与NW向构造的叠加，井田东半部构造比井田西半部复杂，控制着矿井瓦斯赋存和涌出规律。如井田东部21071工作面标高－50m以上，掘进巷道瓦斯涌出量为2.0～5.0m3/min，回采工作面瓦斯涌出量在全矿最高，最大值37.8m3/min。在23轨道巷，标高－250m，瓦斯压力2.6MPa。井田西半部的22121工作面，标高－200m 左右，掘进巷道绝对瓦斯涌出量1.35～3.5m3/min，回采工作面绝对瓦斯涌出量为11.3m3/min，在22岩石下山，标高－247m，实测瓦斯压力0.35MPa。

（2）受滑动构造的影响，井田内煤层厚度变化大，由不足1m 到近30m；煤层倾角变化大，6°～36°。凡是煤层厚度大，尤其是煤层急剧增厚的地带，瓦斯涌出量明显增高，瓦斯突出危险性明显增大。

（3）滑动构造的主滑动面是沿二1煤层直接顶板，由于顶板厚度和破碎程度存在差异，对瓦斯赋存的影响也不尽相同，煤层顶板破碎易于瓦斯放散；煤层顶板完整，易于瓦斯富集。

四、矿井瓦斯含量分布

受井田地质构造复杂程度和埋藏深度的控制，井田东半部瓦斯含量比井田西半部大，随着埋藏深度的增加瓦斯含量具有逐渐增大的趋势，煤层厚度大的地带瓦斯含量变大。

五、瓦斯涌出特征

受井田地质构造复杂程度和埋藏深度的控制，井田东半部瓦斯涌出量比井田西半部大，随着埋藏深度的增加瓦斯涌出量具有逐渐增大的趋势，煤层厚度大的地带瓦斯涌出量变大。在井田西翼22采区22081工作面，标高－150m 左右，回采时绝对瓦斯涌出量10.0m3/min左右，最高13.3m3/min22101工作面标高－120m 左右时，绝对瓦斯涌出量最大9.73m3/min。在井田东翼21071工作面，标高－50m 以上，绝对瓦斯涌出量一般都在20m3/min以上，2002年12月，绝对瓦斯涌出量最大值达到38.99m3/min。

六、煤与瓦斯区域突出危险性划分

超化煤矿二1煤层先后在2000年、2001年发生过三次动力现象（涌出瓦斯量分别为67.8m3/t、53.6m3/t、45.7m3/t，均超过30m3/t），为煤与瓦斯突出，综合考虑超化煤矿煤与瓦斯突出危险性参数、矿井瓦斯地质规律，以22皮带下山为界，东区标高－150m 以浅为无突出危险区，－150m 以深为突出危险区；西区22081工作面机巷以浅为无突出危险区，以深为突出危险区。