我国华北型煤田多形成于石炭-二叠聚煤期[1]，煤系地层基底多为奥陶系碳酸盐岩。随着浅部二叠系山西组煤炭资源的枯竭，矿井开采深度不断在增大，深部石炭系太原组煤层将成为未来煤矿开采的主要对象。以沁水煤田为例，多座国有煤矿正在向深部下组煤延伸。深部煤炭资源开采将承受高承压岩溶水害影响，带压开采问题是深部开采亟待解决的问题。要实现安全采煤和水资源保护就需要足够厚度和强度的隔水层，在已公认的隔水层厚度不足的情况下，只有从紧邻其下的奥陶系顶部岩层是否存在隔水层入手[2]。为此以王坡井田峰峰组顶部岩层为研究对象，研究其作为相对隔水层的可能性，为矿井实现安全带压开采提供技术依据。

1 矿井概况

王坡井田位于晋城市区西北约25 km处，井田面积25.4 km2。矿井主采石炭-二叠系煤层，目前开采二叠系下统山西组3号煤，平均厚度5.97 m。井田地层总体为一单斜构造，走向NNE，倾向NWW，地层倾角变化不大，一般3°～14°。煤系地层基底为奥陶系碳酸盐岩地层，奥陶系灰岩含水层水位标高+530 m，高于井田内大部分区域的3号煤层底板标高（+400～+800 m），矿井存在带压开采问题。特别是未来矿井进入下组煤开采时，15号煤层底板距离奥灰含水层间距介于3.58～18.73 m，隔水层厚度有限，带压开采问题就变得尤为突出。

2 岩相古地理特征

许多学者对华北地层奥陶系顶部岩层作为相对隔水层的原因进行了研究[2-6]，认为：在中奥陶世时期，华北块段经历了3个次级海侵海退旋回，峰峰组地层沉积顺序先是经历了相对海退期，沉积物以白云岩、膏岩及盐岩为主；后经历相对海进期，沉积物以灰岩为主。在中石炭系沉积前，华北块段经历了加里东运动，峰峰组顶部灰岩裸露地表，经受了长期风化剥蚀，在各种内外营力作用下，碳酸盐岩生成了钙红土，灰岩表面形成古岩溶和溶蚀裂隙。随着华北块段再次经历海水入侵，本溪组地层开始沉积，填低补平，泥砂、黏土将古岩溶和溶蚀裂隙充填，形成充填带，覆盖在峰峰组之上，最终在峰峰组顶部形成了厚度不均一的古风化壳。古风化壳的存在和其独特的成因，为其成为相对隔水层提供了物质基础。

随着市场、金融及经济的全球化扩张，企业面临的风险越来越大，应当引进风险管理审计的理念和技术，科学而有效地开展风险管理审计，帮助和改善企业运营环境，从而增加组织的价值。

本文采用单点交叉的方法[19]。在传统的单点交叉方法中，切割点位置在染色体中的位边界上；而本文切割点位置在最小聚类单元的边界上。例如图4中，算法在P1,P2,,P8中随机选择了P3作为切割点位置，对父代染色体进行交叉运算。

以王坡井田地层结构为例，奥陶系顶部岩层作为相对隔水层结构示意图如图1。隔水层厚度一般取M，即煤层底板至峰峰组顶面间的距离，包括煤层底板下太原组地层厚度和本溪组地层厚度，王坡井田隔水层厚度M介于3.58～18.73 m。若将峰峰组顶部一定厚度岩层视相对隔水层考虑，那么隔水层厚度即变为M′，隔水层厚度增加的部分为峰峰组顶部风化壳的厚度。

  

图1 奥陶系顶部岩层作为相对隔水层结构示意图

3 峰峰组富水性特征

王坡井田在区域上位于延河泉域东北部径流补给区范围内，该泉域是一个从补给、径流到排泄的完整的地下水流域，主要含水层为中奥陶厚层状石灰岩。井田内影响煤层开采的含水层主要有山西组砂岩裂隙含水层、太原组砂岩、灰岩裂隙含水层和中奥陶统灰岩岩溶裂隙含水层。山西组和太原组含水层对矿井掘进、回采影响程度较小，主要表现为顶板淋水为主，危害较小。而奥陶统含水层为巨厚层灰岩承压含水层，富水性较强，若存在含导水构造等通道，与煤层底板导通，极易发生突水事故，危害较大。

3.1 钻孔单位涌水量

根据吕荣值的定义压力为1 MPa，故试验的最大压力p3选为1 MPa。为了使试验成果均匀分布，其余2级压力初始压力p1和中间压力p2分别为1/3倍 p3和 2/3 倍 p3，即 0.3 MPa 和 0.6 MPa。

 

表1 奥灰含水层抽水压水注水试验成果表

  

钻孔编号 层位 水位标高/m单位涌水量/（L·s-1·m-1）渗透系数/（m·d-1）备注ZK4-3 O2f +583 3.4×10-4 3.2×10-5 抽水试验ZK0-6 O2f O2f+O2s抽水试验ZK2-4 ZK3-8+588+530 1.07×10-4 5.146×10-3 9.3×10-5 1.34×10-3 O2f+O2s O2f+565+452 1.52×10-3 2.86×10-4 10-3注水试验压水试验

根据吕荣试验每个试验段中不同压力p和对应的压水流量Q绘制出p-Q曲线，判断p-Q曲线类型并进行透水率计算，透水率计算表见表3。

李 玉(通讯作者) 男，1963年3月出生于吉林省长春市，1984 年于西北电讯工程学院获得学士学位，1991 年于东南大学获得硕士学位，2006年于瑞尔森大学获得硕士学位，2010 年于滑铁卢大学获得博士学位，现为辽宁工程技术大学教授，主要研究方向为遥感数据处理理论与应用基础研究.

根据国内外吕荣试验相关规定，结合本次测试的实际情况，试段过长，势必影响程度的精度；试段过短，又会增加试验的工作量。因此，本次吕荣试验目标层位是从峰峰组顶部向下50 m范围内，选择2.5 m作为本次吕荣试验的试段长度。

3.2 钻井消耗液

钻井消耗液是间接评价地层完整程度和隔水性特征的参数。冲洗液消耗量越小，说明地层中裂隙越少，连通性较差，进而说明地层的隔水能力越强。据井田内水文钻孔简易水文观测原始资料记录（表2）。峰峰组首次出现漏失点的位置距峰峰组顶面垂距 21.23～23.57 m，钻进消耗液漏失量 1～2.8 L/min。峰峰组全段岩层漏失点仅为3～4处，最大漏量为5.6 L/min。可见各水文钻孔在峰峰组段的钻井消耗液均为正常消耗，没有出现大的漏失现象。同时在钻进过程中各水文孔内水位也未发生明显变化。间接表明峰峰组岩层裂隙不发育，完整程度较好，具有一定的隔水能力。

4 峰峰组顶部岩层隔水性探查

为了探查峰峰组顶部灰岩作为相对隔水层利用的可能性，选取井下ZK3-8孔峰峰组顶部灰岩作为测试对象，采用钻孔窥视测试和孔内压水试验[8]相结合的方法，探查其隔水性能。钻孔窥视测试可以直观有效的观测到孔内岩体结构面的分布情况，孔内压水试验可以定量的评价岩体的渗透性能。

 

表2 峰峰组钻井消耗液变化情况表

  

孔号 O2f顶面深度/m漏失点度/m漏失点距O2f顶面距离/m漏失量/（L·min-1）ZK4-3 738.90 762.47 777.76 784.93 23.57 38.86 46.03 2.0 3.0 2.0 ZK0-6 663.00 684.83 693.40 711.20 728.94 21.83 30.40 48.20 65.94 2.8 5.6 2.8 2.8 ZK3-8 107.05 128.28 133.95 158.96 21.23 26.90 51.91 1.0 1.0 1.0

4.1 钻孔窥视测试

采用电子窥视仪对ZK3-8孔内峰峰组顶部岩层层理、裂隙发育情况进行窥视。从钻孔窥视成果中可以看出，峰峰组顶部岩层以灰岩、泥质、灰岩和角砾灰岩为主，层状、厚层状构造，局部发育有裂隙、溶孔，多处可见方解石细脉。峰峰组岩体整体完整性较好，未见断裂、溶洞。

⑥《过武连县北柳池安国院，煮泉试日铸、顾渚茶。院有二泉，皆甘寒。传云唐僖宗幸蜀在道不豫，至此饮泉而愈，赐名报国灵泉云》

4.2.4 试验结果

  

图2 ZK3-8孔峰峰组裂隙发育宽度与位置分布图

4.2 孔内压水试验

测试段两端由高压胶囊密封，封堵压力一般为1.5～2 MPa。试验阶段采用3级压力5个阶段进行，测试压力逐级升压至最大压力，然后再逐级下降至初始压力，即就是0.3 MPa→0.6 MPa→1.0 MPa→0.6 MPa→0.3 MPa。

通常情况下，在进行深部的地质钻探中会有大量废石废水等物质的排放，环保冲洗液可以高效地降解这类物质，十分有利于环保方面工作的开展。与此同时，也有利于保护地质中的地下水层水质、储量和流量等方面。目前来说，我国现代环保冲洗液的相关研究和技术都比较成熟，但是对于地下水层渗透方面的问题认知却有很多的不足，因此在进行富水层的钻探工作时，要结合最新的材料以及市场情况进行相应的调整。

4.2.1 试段长度

此外，通过对峰峰组和上马家沟组的水位和单位涌水量对比可知，二者水位差也较为明显，前者水位明显低于后者水位，单位涌水量方面前者比后者小1个数量级。故可认为峰峰组和上马家沟组是2个相对独立的地下水系统，地下水运移条件不同。

4.2.2 试验压力

在垂向上，奥陶统灰岩含水层可分为3组，分别是峰峰组、上马家沟组和下马家沟组。其中，峰峰组富水性相对较弱，上马家沟组和下马家沟组富水性相对较强。井田内的3个奥灰水文钻孔分别对峰峰组、上马家沟组进行了抽水、压水、注水试验，试验成果详见表1。

4.2.3 试验阶段

本次孔内压水试验采用吕荣试验方法。这种方法的主要特点是：采用多级压力、多阶段循环，试验压力较大，试验时间较短，最终采用吕荣值（Lu）作为岩体透水率单位。

ZK3-8孔峰峰组裂隙发育宽度与位置分布图如图2。从图2中可以看出，ZK3-8孔内峰峰组顶部50 m岩层内仅发育有17条节理裂隙，裂隙内均无涌水现象，裂隙发育程度为不发育。最大裂隙宽度为20.8 mm，最小裂隙宽度为2.4 mm。裂隙宽度以大于5 mm且小于10 mm的裂隙为主，共计11条，占比64.7%，小于5 mm的裂隙5条，占比29.4%。

根据规范[7]规定，一般将钻孔单位涌水量小于0.001 L/(s·m)可视为隔水层。表1中ZK4-3和ZK0-6钻孔对峰峰组进行单独抽水试验，单位涌水量均小于0.001 L/（s·m）。同时，结合盐化测井资料，ZK4-3和ZK0-6孔峰峰组盐化12 h后井液电阻曲线及井温曲线无明显变化，随后对孔内进行提水，经过72 h后，水文测井井液电阻率曲线仍无明显变化，最终确定峰峰组无明显含水层。

结果显示：ZK3-8孔峰峰组顶部岩层透水率介于0.39～1.94 Lu之间，同时结合ZK4-3和ZK0-6孔抽水试验得到的峰峰组渗透系数为10-6cm/s，参考岩体渗透性能分级标准[9]，认为峰峰组顶部灰岩为极微～微透水岩体。

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综上所述，王坡井田峰峰组顶部岩层富水性极弱，完整性较好，裂隙不发育，为极微弱-微透水岩层，可视为相对隔水层考虑。

5 结论

1）王坡井田峰峰组顶部岩层发育有一定厚度古风化壳，其存在和独特的成因，为其成为相对隔水层提供了物质基础。同时，峰峰组富水性极弱，进一步验证其可视为相对隔水层考虑。

2）通过钻孔窥视测试和孔内压水试验相结合的方法，对峰峰组顶部岩层进行隔水性探查。该段岩层整体完整性较好，裂隙不发育，未见断裂、溶洞，为极微-微透水岩层。

3）在完整块段峰峰组顶部岩层作为相对隔水层利用，对王坡井田未来15号煤带压开采具有重要意义。可利用的厚度在不同区域具有不均一性，未来应进一步分析论证。

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表3 透水率计算表

  

注：q为透水率，Lu；L为试段长度，m；Q3为第3阶段的流量，L/min；p3为第3阶段的试验压力，MPa。

 

类型名称 层流型 紊流型 扩张型 冲蚀型 充填型p-Q曲线计算公式 q=Q3 p3×1 L q= Q3 p3×1■L q=Q3 p3×1 L q=Q3 p3×1 L q=Q3 p3×1L

参考文献：

［1］ 李增学.煤层地质学［M］.北京：煤炭工业出版社，2007：3.

［2］ 白海波.奥陶顶部岩层渗流力学特性及作为隔水关键层应用研究［D］.徐州：中国矿业大学，2008.

［3］ 董书宁，刘其声.华北型煤田中奥陶系灰岩顶部相对隔水段研究［J］.煤炭学报，2009，34（3）：289-292.

［4］ 白海波，戎虎仁，刘树才，等.白云乌素煤矿奥陶系顶部碳酸岩层隔水性及应用研究［J］.采矿与安全工程学报，2012，29（5）：601-606.

［5］ 刘建成，徐会军，李俊杰，等.古交矿区奥陶系顶部隔水关键层厚度研究［J］.煤炭工程，2011（5）：83-85.

［6］ 刘永胜，朱开鹏.沁水煤田奥陶纪顶部相对隔水层研究［J］.煤矿安全，2016，47（3）：38-40.

［7］ GB 12719—1991矿区水文地质工程地质勘探规范［S］.

［8］ 范波，罗平平.钻孔压水试验理论研究现状及展望［J］.煤炭工程，2010（1）：91-94.

［9］ GB 50487—2008水利水电工程地质勘察规范［S］.