内蒙古自治区呼和诺尔煤田
白音查干勘探区
煤炭资源开发利用方案
北京圆之翰工程技术有限公司
二○一九年三月
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内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干勘探区煤炭资源开发利用方案
目录
第一章概述 ................................................................................................................................... 1第一节项目简介........................................................................................................................... 1第二节项目建设外部条件 ......................................................................................................... 4第三节项目建设与生产情况 ..................................................................................................... 6第四节编制依据........................................................................................................................... 6第二章产品需求现状和预测 .................................................................................................... 8第一节产品国内外需求情况和市场供应情况 ...................................................................... 8第二节产品目标市场分析 ....................................................................................................... 15第三节产品价格分析 ................................................................................................................ 16第三章煤炭资源概况 ............................................................................................................... 17第一节区域地质概况 ................................................................................................................ 17第二节勘探区地质概况 ........................................................................................................... 20第三节煤炭资源/储量 ............................................................................................................... 64第四节对地质勘探报告的评述 .............................................................................................. 67第四章主要建设方案的确定 .................................................................................................. 71第一节井田境界......................................................................................................................... 71第二节资源/储量........................................................................................................................ 73第三节建设规模......................................................................................................................... 77第四节井田开拓......................................................................................................................... 79第五节井下开采......................................................................................................................... 85第六节煤的加工方案 ................................................................................................................ 90第五章环境保护及水土保持 .................................................................................................. 92第一节建设地区环境现状 ....................................................................................................... 92第二节项目建设与生产对环境的影响 ................................................................................. 92第三节环境保护及水土保持措施 .......................................................................................... 93
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第四节环境影响评价 ................................................................................................................ 95第六章技术经济与分析评价 .................................................................................................. 96第一节劳动定员及全员效率 ................................................................................................... 96第二节投资估算与财务评价 ................................................................................................... 97第七章开发方案简要结论 ..................................................................................................... 105第一节开发方案特点 .............................................................................................................. 105第二节问题与建议 .................................................................................................................. 108第三节项目主要技术经济指标 ............................................................................................ 108附录：
附录一：中华人民共和国矿产资源勘查许可证（证号：T01520080901015663）
附录二：中华人民共和国国土资源部，国土资储备字〔2007〕277号《关于〈内蒙古自治区新巴尔虎左旗白音查干勘查区煤炭详查报告〉矿产资源储量评审备案证明》
附录三：中华人民共和国国土资源部，国土资储备字〔2008〕134号《关于〈内蒙古自治区呼伦诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告〉矿产资源储量评审备案证明》
附录四：中华人民共和国国土资源部，国土资储备字〔2013〕113号《关于〈内蒙古自治区呼伦诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告〉矿产资源储量评审备案证明》
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附图目录
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|序号|图纸名称|图号|比例|
|1|井田开拓方式（推荐方案）一水平平面图|KF1118-109-1|1：10000|
|2|井田开拓方式（推荐方案）二水平平面图|KF1118-109-2|1：10000|

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第一章 概述
第一节项目简介
一、项目位置
内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干勘探区位于呼和诺尔含煤盆地的西北部，与白音查干煤矿相邻，行政区划隶属于内蒙古自治区呼伦贝尔市新巴尔虎左旗。其地理座标范围为：东经118°41′15″~118°49′30″,北纬48°20′30″~48°24′00″。
二、隶属关系和企业性质
内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干勘探区煤炭资源勘探探矿权所有人为内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司。
内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司前身是 1957年建设的国有地方煤炭企业—呼伦贝尔盟五九煤矿。2006年由新大洲控股公司兼并重组，2012年由新大洲控股公司和山东能源枣庄矿业集团再次重组，现为民营控股、国有参股的混合经济体制。公司设有10个职能部室，5个二级单位。企业总资产约26亿元，现有员工近3000人，是牙克石市的支柱企业和纳税第一大户。企业有自备铁路专用线与国铁接轨，煤炭销售覆盖蒙东地区及东北三省，目前已形成煤炭生产、铁路运输、机电修配、后勤服务等多元化产业格局。五九煤炭集团现有三对矿井，总规模能力 330万吨/年，生产当地稀缺的长焰煤。其中：胜利煤矿生产能力120万吨/年；牙星分公司一号井生产能力150万吨/年；白音查干煤矿规模能力60万吨/年。2016—2018年，五九煤炭集团共关闭落后产能小矿井 3对，去产能 120万吨。近年来，随着企业的不断发展壮大，安全生产基础日趋牢固，机械化开采程度不断提高，职工工资收入同比增长，企业经
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济效益逐年攀升，矿区的生产生活更加和谐。企业多次获得国家和自治区授予的各项荣誉，集团公司被授予 2010年全国五一劳动奖章。2018年，五九煤炭集团被国家煤炭工业协会评定为AA+信用等级企业，胜利煤矿和牙星公司一号井被评为安全高效矿井；胜利煤矿被评定为一级安全生产标准化矿井。新大洲控股股份有限公司是一家集摩托车、能源化工、电动车、房地产和物流业为一体的大型股份制上市公司。山东能源枣庄矿业集团属于省属国有大型煤炭生产企业。
三、矿权及资源概况
（一）方案编制的矿权依据
1．2005年，内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司首次取得了由内蒙古自治区国土资源厅颁发的勘查许可证。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭资源普查；勘查许可证号：1507000510061；勘查面积：63.02km2；
有效期限：2005年7月27日至2006年7月27日。
2．2006年，经国土资源部审批，进行第一次矿权延续。勘查许可证号：0100000630208；勘查面积：63.02km2；有效期限：2006年 9月 16日至 2008年 7月 27日。
3．2008年，经国土资源部审批，进行第二次矿权延续。勘查许可证号：T01520080901015663；勘查面积：63.22km2（系统升级，面积升至63.22km2，面积增加0.20km2），有效期限：2008年7月27日至2010年7月27日。
4．2010年，经国土资源部审批，进行第三次矿权延续。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭资源详查；勘查许可证号：T01520080901015663；勘查面积：63.22km2；有效期限2010年7月27日至2012年7月27日。
5．2012年，经国土资源部审批，进行第四次矿权延续。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭勘探；勘查许可证号：T01520080901015663；
勘查面积：63.22km2；有效期限2012年7月27日至2014年7月27日。
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6．2014年至2016年，经国土资源部审批，又进行了两次矿权延续。
7．2018年，经自然资源部审批，进行第七次矿权延续。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭勘探（保留）；勘查许可证号：T01520080901015663；勘查面积：63.22km2；有效期限2018年7月27日至2020年7月27日。
勘查许可范围为探矿权范围，由6个拐点圈定（见表1.1-1），其东西长约10km，南北宽约6.3km，面积63.22km2。
表 1.1-1勘查范围拐点坐标表（3°带）
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|点号|X坐标|Y坐标|
|1|5363667|40412994|
|2|5357180|40412895|
|3|5357346|40402712|
|4|5361979|40402781|
|5|5361953|40404325|
|6|5363806|40404356|

（二）方案编制的资源储量依据
2006年12月，内蒙古自治区煤田地质局231勘探队完成勘查许可范围（63.22km2）的详查工作，编制完成《内蒙古自治区新巴尔虎左旗白音查干勘查区煤炭详查报告》， 2007年 8月，以国土资储备字〔2007〕277号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
2007年 11月，内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队完成勘查许可范围西部区域（7.46km2）的勘探工作，编制完成《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》，2008年 7月，以国土资储备字〔2008〕134号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
2012年 8月，内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队完成勘查许可范围剩余区域
（55.76km2）的勘探工作，编制完成《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井
田煤炭勘探报告》，2013年 5月，以国土资储备字〔2013〕113号文取得该报告的矿
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产资源储量评审备案证明。
本开发利用方案编制依据的地质资料为内蒙古自治区煤田地质局231勘探队2007年 11月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》以及 2012年 8月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告》，根据勘探报告，井田内可采煤层共9层，自上而下分别是2、3、4、6、8b、8c、10a、10b和10c煤层；在勘查许可范围内共获煤炭资源储量1445.98Mt，其中探明的内蕴经济资源量（331）397.45Mt，控制的内蕴经济资源量（332）729.34Mt，推断的内蕴经济资源量（333）319.19Mt。
四、设计阶段及深度
受内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司委托，我公司编制《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干勘探区煤炭资源开发利用方案》，编制方案基准日为 2019年3月1日。
设计阶段为煤炭资源开发利用方案。
方案编制深度按国土资源部《关于加强对矿产资源开发利用方案审查的通知》（国土资发〔1999〕98号）及内蒙古自治区国土资源厅《关于进一步加强矿产资源开发利用方案编制及审查工作的通知》（内国土资字〔2006〕867号）进行，为探矿权评估工作提供参考依据。
第二节项目建设外部条件
一、交通运输条件
由勘探区向西行驶7km可至201省道，沿201省道向西南行驶40km，可到达新巴尔虎左旗旗府所在地阿木古郎镇；沿201省道向东北行驶140km可到达呼伦贝尔市市政府所在地海拉尔区；滨洲线铁路及301国道在海拉尔区内通过，由海拉尔区向东经
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过牙克石市可达加格达奇、齐齐哈尔、哈尔滨、沈阳、北京以及全国各地，交通较为便利，详见交通位置图1.2-1。
二、供电条件
勘探区35kv供电电源：一路引自新巴尔虎左旗阿木古郎110/35kv变电站，另一路引自新巴尔虎左旗辉苏木 110/35kv变电站。变电站 110kv电源分别引自海拉尔西山变电站和黑龙江大庆变电站。
三、通讯条件
勘探区通信设施完善，满足通讯需要。
四、水源条件
勘探区生活用水水源取自地下水，井田地表水可作为生活用水备用水源。生产用水，主要利用矿井排水经净化后供给。
五、外部协作配套条件
呼伦贝尔市正在处于快速发展阶段，建筑材料如水泥、预制构件、砖瓦等均能生产，部分建筑材料需就近外购，煤矿建设所需建材在呼伦贝尔市都可以解决，无需外地调运。
六、社会环境条件
勘探区地处内蒙古东部边远地区，人烟稀少，除旗、苏木、嘎查人口较集中外，居住十分分散，居民以蒙族、汉族为主的多民族居住区；生产力水平低下，以牧业为主，但并不发达，工业基础薄弱，经济欠发达；本区距呼伦贝尔市海拉尔区较近，劳动力资源丰富。
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第三节项目建设与生产情况
一、项目建设及生产情况
截至基准日2019年3月1日，尚未建设。
二、周边煤矿
勘探区西北侧为白音查干煤矿。白音查干煤矿建于1989年，设计生产能力0.03Mt/a，后由五九煤炭（集团）有限责任公司进行改扩建，设计生产能力由 0.03Mt/a提高到0.60Mt/a，目前处于停产状态。
勘探区四邻关系见图1.3-1。
第四节编制依据
1．内蒙古自治区煤田地质局231勘探队2007年11月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》及其矿产资源储量评审备案证明（国土资储备字〔2008〕134号文）；
2．内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队 2012年 8月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告》及其矿产资源储量评审备案证明（国土资储备字〔2013〕113号文）；
3．国土资源部《关于加强矿产资源开发利用方案审查的通知》（国土资发〔1999〕98号）；
4．内蒙古自治区国土资源厅2006年9月 29日《关于进一步加强对矿产资源开发利用方案编制及审查工作的通知》（内国土资字〔2006〕867号）；
5．《煤矿安全规程》；
6．《煤炭工业矿井设计规范》（GB50215-2015）；
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7．其他有关法律、法规等文件。
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第二章 产品需求现状和预测
第一节产品国内外需求情况和市场供应情况
一、市场供需现状
（一）国际煤炭市场分析
1．煤炭储量丰富，亚太地区占近1/2
据世界能源委员会统计数据显示，目前全世界探明煤炭储量合计 1.14万亿t，足够满足153年的全球产量，大约是石油和天然气储量比的三倍。分地区而言，亚太拥有最多的探明储量，约占全球的48.5%。分国家而言，美国仍拥有最大储量以2516亿 t居首位，占全球的比重22.1%；而中国以2440亿 t居第二位，占全球的比重21.4%，也是仅有的两个超过 2000亿 t规模的两个国家之一。而居于第三位的俄罗斯仅 1604亿t，远低于中美两国。
2．产量有所回升，结束连年下滑趋势
2014-2016年期间，世界煤炭产业深度调整，世界煤炭产量自 2014年开始加速下降，其中最主要原因是美国、中国和英国煤炭产量的下降影响。在美国，煤炭在电力部门的主导地位因天然气价格低而削弱；在中国，煤炭需求下降的主因是工业和民用领域的煤炭消费减少，这与改善空气质量的努力有关；而在英国，最近推出了碳价格下限的政策。
据《BP世界能源统计年鉴》数据显示，2014-2016年世界煤炭产量分别为81.98亿t、79.61亿t、74.60亿t，同比增速分别为-0.93%、-2.89%、-6.29%，全球供给持续收缩。
但 2017年由于中美等国家煤炭下游行业需求的回暖，2017年世界煤炭产量为 77.3亿t，比上年上涨3.4%，其中中国占世界总产量的45.6%，比上年下降0.1个百分点。
据《BP世界能源统计年鉴》数据显示，2017年世界煤炭产量亿 t以上的国家有
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10个，按数量排序为，中国、印度、美国、澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯、南非、德国、波兰和哈萨克斯坦。前十名国家顺位与上年相同，其中澳大利亚、德国和波兰煤炭产量较上年有所下降，其余国家煤炭产量均有所上涨。
3．消量略有增长，中国贡献近一半
全球煤炭消费量自2014年微增长后，出现了连续二年下滑，下滑4.6%，即1.8亿 t油当量。2016年煤炭因此在一次能源产量中的占比滑落至28.1%，是 2004年以来的最低占比。消费量下滑主要源自于美国和中国。
数据显示，2016年全球煤炭消费量为 37.1亿 t油当量，同比下降2.09%。2016年亚太地区煤炭消费量已接近全球总量的73.8%，中国和印度两大新兴经济体合计消费占比全球61.6%，影响全球煤炭市场的需求。其中，中国煤炭消费自2014年以来呈下降趋势，2016年的消费量为18.9亿t油当量，同比减少了1.6%。
2017年，国际经济形势利好，电力、钢铁等行业需求回升，煤矿行业受次影响消费量略有增长。据《BP世界能源统计年鉴2018》数据显示，2017年，全球煤炭消费量为37.3亿t油当量，比上年上涨0.65%。
其中，2017年中国占世界煤炭总消费量的46.4%，比上年下降 4.2个百分点；韩国超越南非成为全球第六大煤炭消费国。消费量排名前十的国家是中国、印度、美国、日本、俄罗斯、韩国、南非、印度尼西亚、德国和波兰。
4．世界煤炭市场供应可能更加趋紧
2017年，世界区域煤炭市场分化加剧，欧美市场进一步萎缩，东南亚、南亚煤炭需求迅速增长。从煤炭消费方面来看，2018年全球消费量继续增长。其主要影响因素包括：
（1）世界经济发展前景向好。
国际货币基金组织认为，全球经济进入上行周期，预计 2019年全球经济增长率都将达到3.9%，高于2017年的3.6%。
（2）美欧煤炭消费逐渐恢复增长。
美国减税、加息等政策促进实体经济回归发展，将使煤炭消费保持稳定甚至恢复
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增长。西欧地区尽管英国、德国等国井工矿陆续减产关闭，但欧洲煤炭协会近期发布的煤炭市场报告显示，2017年上半年，欧盟28国煤炭产量达2.3亿t，同比增长了6.2%。
其中，硬煤产量 4100万t，同比下降5.96%；褐煤产量 1.9亿t，同比增长9.2%。2017年上半年硬煤进口8460万t，同比增长9.4%。
（3）亚太地区成为煤炭消费增长新热点。
东亚煤炭消费市场稳定，日本、韩国等国和中国台湾地区将保持现有的煤炭进口规模，韩国动力煤进口增幅还将以两位数的速度增长。东南亚、南亚地区煤炭需求快速增加，由于人口基数大，城镇化、工业化步伐加快，正处于发展加速期，煤炭需求将大幅增加。
（4）“一带一路”倡议提出，促进沿线国家经济加快发展。
2020年前后，“一带一路”沿线国家燃煤电厂陆续密集投产，中国在沿线 25个国家参与了240个煤电项目，总装机容量达到2.51亿千瓦。印尼、越南、柬埔寨、老挝、孟加拉国、巴基斯坦等国的燃煤电厂投入使用将拉动该地区的动力煤进口大幅增长。另外，越南、印度等国钢铁工业的快速发展，尤其是印度钢铁年产能计划由目前的 1亿 t增长到 2030年的 3亿t，加之印度本国炼焦煤资源相当缺乏，很有可能通过大量增加炼焦煤进口来满足需要。印度也已着手在澳大利亚和南非布局，以期获得需要的炼焦煤资源。
而从煤炭供应方面来看，全球煤炭产能增长明显不足。由于煤炭价格长期处于低位，导致全球煤炭投入不足，使得短期内缺少新增产能投产。澳大利亚、印尼等煤炭出口大国都存在类似的问题。
南非、加拿大等传统煤炭出口国的产能基本稳定，20多年来煤炭产量基本没有多少改变。而且目前一些出口国在产煤矿已高负荷运转，产能利用率可能接近饱和。2017年俄罗斯、蒙古国、哥伦比亚等国煤炭产量和出口量都创出了历史新高，现有产能再挖掘潜力将十分有限。
更应注意的是，由于全球关注环境保护，虽然煤炭价格回升，但新开发项目投资仍然缺乏资金支持，且煤炭项目建设还受环保制约。如 2017年 7月，澳大利亚新南
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威尔士州政府以肥沃农田的黑土地不应该采矿为由，收回当时的神华集团在当地沃特马克勘探区一半面积的探矿权许可。
从供需两方面的比较来看，全球煤炭市场资源供应 2017年已显偏紧，2018年可能更加趋紧，煤炭价格将继续高位运行。最近在印度举行的Coaltrans会议上，来宝资源公司分析认为，与2017年相比，2018年全球动力煤消费需求增加4800万t，而可供应资源量预计仅增长3800万t，市场将供不应求。炼焦煤方面不确定因素更多，再加上由于产地和企业过于集中，市场供应很可能比动力煤更为偏紧。
（二）国内煤炭市场分析
1．煤炭产量向“三西”地区集中
内蒙、山西和陕西是主要煤炭产地。2017年我国原煤产量达到 34.5亿t，其中内蒙、陕西和山西三个省份原煤产量达23.02亿t，占全国原煤产量的66.82%。其他原煤产量较多的省份包括新疆、贵州、山东、安徽、河南和宁夏等地，总体来看，原煤产量较高的地区分布在西部和北部，南部和东部的原煤产量较小。
供给侧改革致中东部地区煤炭产量削减幅度较大。自 2016年开始执行供给侧改革政策后，各地区均出现不同程度的产量减少，仅有陕西、新疆和四川三个省的原煤产量有所增加。从绝对值上看，2016年和2017年山西省产量削减量最高，达到 1.07亿t，其次为湖南、河北、山东等地区。从削减的比例上看，青海、湖南、重庆、湖北、江西等地区的 2年产量削减幅度超过60%。综合分析各省2015~2017年的产量差异，可发现中东部地区省份原煤产量削减幅度较大。
煤炭产量向“三西”地区集中。2017年陕西、山西和内蒙三省产量合计为 23.02亿t，占国内产量的66.82%，2015年三西地区的产量为23.64亿t，占比为63.98%。在供给侧改革进行了同时，也在引导优质的产能释放，两年时间三西地区产量占比提高了2.83%，集中度持续提升。
2015~2017年各省煤炭产量见表2.1-1。
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表 2.1-12015~2017年各省煤炭产量及产量差异一览表
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|省份|2015年产量（万t）|2016年产量（万t）|2017年产量（万t）|2015至2017奶奶产量差异（万t）|差异比例（%）|
|青海|2,498.39|774.6|715.5|-1,782.89|71.36%|
|湖南|5,766.78|2,626.40|1,860.50|-3,906.28|67.74%|
|重庆|3,425.20|2,419.70|1,172.10|-2,253.10|65.78%|
|湖北|908|524.6|311.6|-596.4|65.68%|
|江西|2,201.24|1,433.60|782.1|-1,419.14|64.47%|
|北京|420.6|317.82|255|-165.6|39.37%|
|江苏|1,950.01|1,370.70|1,278.50|-671.51|34.44%|
|辽宁|5,311.80|4,089.20|3,611.00|-1,700.80|32.02%|
|河北|8,383.91|6,520.40|6,010.80|-2,373.11|28.31%|
|福建|1,426.53|1,344.00|1,107.00|-319.53|22.40%|
|吉林|2,065.07|1,643.10|1,635.30|-429.77|20.81%|
|甘肃|4,399.63|4,236.90|3,712.30|-687.33|15.62%|
|山东|15,207.00|12,813.50|12,945.60|-2,261.40|14.87%|
|安徽|13,530.29|12,218.90|11,724.40|-1,805.89|13.35%|
|山西|96,121.13|81,641.50|85,398.90|-10722.23|11.15%|
|黑龙江|6,067.92|5,614.90|5,440.40|-627.52|10.34%|
|云南|4,884.00|4,251.80|4,392.90|-491.1|10.06%|
|河南|12,801.72|11,905.30|11,688.00|-1,113.72|8.70%|
|宁夏|7,969.05|6,723.10|7,353.40|-615.65|7.73%|
|内蒙古|90,060.00|83,827.90|87,857.10|-2,202.90|2.45%|
|广西|422.03|400.3|415.4|-6.63|1.57%|
|贵州|16,656.85|16,619.59|16,551.40|-105.45|0.63%|
|陕西|50,235.80|51,151.40|56,959.90|6,724.10|-|
|新疆|13,392.98|15,670.40|16,706.50|3,313.52|-|
|四川|3,386.54|5,920.60|4,659.90|1,273.36|-|

此外，未来煤产量还主要受以下因素影响：
（1）安全整顿影响
煤矿生产是发生事故频率较高的产业，每次发生事故后的关停政策都将对煤炭产
量的增长起到一定的限制，而且中国在重要会议举行时，也会提前采取停产、限产手
段来保障安全。2012年11月，中国十八大召开，从2012年10月份开始，中国各主要
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产煤省份均受到限产甚至停产的安全整顿，受此影响，煤炭供应量明显下滑。未来，煤矿安全仍将是限制煤炭供应的主要因素。
（2）稀缺煤种保护性开发政策
为保护和合理开发利用特殊和稀缺煤类，发改委于2012年12月20日公布《特殊和稀缺煤类开发利用管理暂行规定》，该暂行规定于 2013年 1月 9日起实施。稀缺煤种主要包括肥煤、焦煤、瘦煤和无烟煤。暂行规定提出，新建大中型特殊和稀缺煤类煤矿投产后 10年内，原则上不得通过改扩建、技术改造（产业升级）、资源整合（兼并重组）和生产能力核定等方式提高生产能力。这将使得我国稀缺煤种矿种的审批变得更为严格，有效抑制我国稀缺煤种产能的无序扩张，后续产能扩张压力有望放缓，供应压力也有望减弱，从而保持稀缺煤种良性的供需格局。
另外，规定要求特殊和稀缺煤类矿井回采率薄煤层不低于88%，中厚煤层不低于83%，厚煤层不低于83%；国家鼓励生产企业在安全、合理、经济的前提下，对特殊和稀缺煤类进行复采或者开采边角残煤和极薄煤层等；未达到规定回采率的，由煤炭行业管理部门责令限期改正；逾期仍达不到规定回采率的，吊销其煤炭生产许可证。
2．中东部消费缺口拉大，煤炭区域供给格局变化
煤炭消费量集中在中东部地区。我国煤炭消费量集中在经济较发达的中东部地区，其中煤炭消费量最大的省份是山东，2016年煤炭消费量达 4.09亿t；排名前十的省份中仅有新疆处于西部地区。
供给侧改革使中东部省份的消费缺口继续拉大。2016年供给侧改革使中东部地区的煤炭产量大幅度缩减，中东部地区的煤炭消费缺口被进一步拉大，2016年存在消费缺口的省份较 2015年的煤炭缺口又提高了1.78亿t。
煤炭运输格局被打破，对运力提出考验。随着区域间煤炭调拨规模扩大，多年来形成的煤炭运输格局被打破。安徽、河南、山东、河北等省由传统的煤炭调出省转为调入省；贵州省、宁夏煤炭调出规模减少；江苏、广东、吉林、黑龙江等省调入规模不断扩大。2017年虽然尚未得到煤炭消费量变化的数据，但 2017年中东部煤炭产量进一步削减，判断消费缺口持续扩大中，这对煤炭运力提出了较大考验。
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煤炭运力时段性和结构性偏紧。2016年全国铁路煤炭发运量 19亿t，较 2014年减少3.52亿t，连续两年出现下滑，然而2016年中东部煤炭消费缺口出现扩大，煤炭运力吃紧，是导致煤价上涨的间接因素。2017年铁路煤炭发运量 21.55亿t，同比增长13.42%，扩充的运力缓解了煤炭紧张的供需关系，但“公路治超”和“公转铁”仍对运力造成较大压力，在煤炭供应高峰期时仍然有时段性和结构性偏紧。
总体来看，目前受国民经济景气度下行以及行业产能过剩等因素影响，我国煤炭行业整体处于下行周期，但在国家经济的整体格局中煤炭占有举足轻重的战略地位，国有经济的主导地位不会轻易动摇。在包括取得国际能源定价权方面，我国也更加需要做强做大资源类企业。从长期看，我国宏观经济的高速发展为煤炭需求持续增长提供了坚实支撑，煤炭市场将会呈现供需平衡的基本格局。随着国家各项行业政策的实施和推进，煤炭产业集中度将进一步提高，产业结构得到优化，煤炭工业的规模化、机械化、现代化也将得以强化，为煤炭产业优化升级奠定了重要基础。
二、市场供需预测
煤炭行业产业关联度很高，作为国家的基础能源，下游产业包括：电力行业、冶金行业、建材行业、化工行业及其他产业和生活耗煤。
中国动力煤主要在电力、冶金、建材以及化工等行业消费。
1.电力行业：中国电力主要为火力发电，截至 2017年年底，全国全口径发电装机容量177708万千瓦，其中火电110495万千瓦（其中煤电98130万千瓦、增长3.7%），增长4.1%。用电水平与国家经济社会发展水平有关。截至 2017年，我国城镇化率仅为58.52%，工业化水平仍有较大发展空间。预计到 2020年，中国电力消耗量将保持较大幅度增长趋势，电力耗煤量也将大幅度增加。
2.冶金行业：冶金行业中的动力煤消费主要指生铁生产中使用的喷吹煤消费以及烧结阶段的作为燃料消费。中国高炉炼铁技术水平的不断提高使喷煤比逐渐增加，因此喷吹煤消耗量呈增加态势。由于未来冶金企业将逐渐增加高炉煤气及焦炉煤气的循环利用，作为燃料的动力煤需求量将逐渐减少。综合来看，冶金行业动力煤消费在2020
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年之前仍将保持增加趋势，但增长幅度趋缓。
3.建材行业：建材行业动力消费主要指水泥的生产。中国工业化进程加快、城镇化率提高，为建材工业发展提供了持续增长空间。未来五年，中国投资比重将有所下降，增速也将放缓，但经济总量仍将保持适度增长，大规模基础建设仍将持续。城镇基础设施、保障性安居工程、农业设施和新农村建设，以及水利、高铁、公路、港口、机场等重大项目实施，为建材工业带来了新的市场需求。随着国民经济长期平稳较快增长，预计到 2020年建材工业主要产品需求将呈现市场规模持续增长、发展速度渐趋平缓的态势。
4.化工行业：化工行业动力煤消费主要指合成氨及甲醇的生产耗费。中国合成氨及甲醇行业存在产能过剩问题，未来短期内产能增长较少，但长期看来产能仍将增加。
预计到2020年合成氨及甲醇产量呈平稳增加，煤炭需求量也将平稳增长。
第二节产品目标市场分析
本区主采煤层为低—中灰、特低硫—低硫、特低磷—低磷、高热值褐煤。
褐煤发热量低、水分高、含氧量高、挥发分高、灰分多，在空气中易风化碎裂，且燃点较低，不适合长期储存及长距离运输，应就地转化，因此，目前国内外产出的褐煤主要用在坑口电站用于燃烧发电，只有少数被部分干燥或制成型煤后运往别处供各种工业锅炉或民用，因此本区煤炭产品的目标市场主要是附近的电力生产企业。
本区周边的电力生产企业基本是煤电联营，因此，近期本区煤炭产品的目标市场不容乐观。
除坑口发电外，褐煤的就地转化途径还有煤化工，但由于矿区地处呼伦贝尔大草原，当地生态环境较为敏感，新上大型煤化工等煤炭转化项目难度很大。
《内蒙古自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》提出，要按照基地化、规模化、集约化的要求，发展清洁高效、大容量燃煤机组，有序推进呼伦贝尔、锡林郭勒、鄂尔多斯三大煤电基地大型坑口燃煤电站群建设。同时，呼伦贝尔也是国
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家要重点打造的 16个大型煤电基地之一。今后随着呼和诺尔矿区总体规划的批复，本区煤炭产品的目标市场也将逐渐明朗。
第三节产品价格分析
一、煤炭价格现状
白音查干煤矿为新巴尔虎左旗境内唯一一座煤矿，担负着整个旗县的煤炭供应任务，根据近几年当地煤炭市场供需情况及呼伦贝尔市的煤炭价格。该矿同比价格为150元/吨左右。
二、价格稳定性及变化趋势
矿井资源可靠程度较高，建成后煤炭生产能力将达到8.00Mt/a，已形成了根据煤种和市场要求生产煤炭产品的基本条件，可有效的控制各类煤炭产品的质量，亦可及时的为各类用户提供煤炭产品，但目前因产品目标市场不明朗，价格稳定性堪忧。
但今后随着本区大型坑口燃煤电站群的建设，本区煤炭产品的价格将逐渐稳定。
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第三章 煤炭资源概况
第一节区域地质概况
一、地层
本区古生代地层划属北疆—兴安地层大区（Ⅰ）、兴安地层区（Ⅰ）、达来— 2
兴隆地层分区（Ⅰ）。中、新生代地层划属滨太平洋地层区，大兴安岭—燕山地层 22
分区，博克图—二连浩特地层小区。
根据区域地质调查资料，地层由老至新依次为寒武系、泥盆系、侏罗系、白垩系、新近系（N）及第四系（Q）。
二、构造
本区大地构造位置属兴安岭地槽褶皱系、牙克石中华力西地槽褶皱带、海拉尔盆地群红花尔基凹陷带西部与垮布亥隆起带相邻的呼和诺尔盆地。
呼和诺尔盆地是海拉尔盆地群中的次级盆地之一，是由锡林贝尔断裂和阿吉洪德断裂控制的北东断坳陷盆地。呼和诺尔盆地北为巴彦山隆起带，南为锡林贝尔隆起带，东北部与伊敏坳陷相邻，西部与五一牧场坳陷相邻，向西南延伸至蒙古国境内。
三、岩浆岩
区域岩浆岩主要为位于本区东北部的华力西晚期花岗岩（γ3）。华力西晚期花岗 4
岩主要分布在巴彦山，其次英根庙附近一带零星出露。岩性为浅肉红色斑状花岗岩、斑状黑云母花岗岩等，岩体边缘相变为细粒花岗岩及花岗闪长岩。
区域内煤层形成之后，无岩浆岩侵入，故对煤层无影响。
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四、水文地质条件
本区内主要河流为辉河。辉河发源于大兴安岭西坡，在区域内由南部向西，经温根套海转向西北，绕过巴彦山再转向东北，于巴彦塔拉附近注入伊敏河。该河流长437km，流域面积11506km2，河流比降0.51‰。根据辉河口水文站资料：历年最大流量32.6m3/s（1958年），年平均流量3.35m3/s；封河日期为11月上旬，开河日期为翌年4月下旬。流域多沙丘和沼泽洼地，滞缓径流，除上游和下游段有较明显河床外，中游河段并无明显河床，多为沼泽湿地，杂草丛生。
另外，本区还有许多大小湖泊，巴音查干湖位于呼和诺尔盆地内，面积达7.45km2，湖面高程661.0m，集水面积219.0km2，为咸水湖，盛产工业原料芒硝，湖内第四系沉积层广泛分布，局部为全新统湖沼相沉积，湖水最大深度0.3~0.5m，水质类型为Cl-Na型水。
本区处于新华夏系第三沉降带海拉尔盆地中部，地势由东南向西北倾斜。区内大部分地区被第四系覆盖，其下埋藏有新近系、下白垩统、上侏罗统碎屑岩类，基岩仅有零星出露。根据地下水的水力特征及含水层的富水条件，可分为第四系松散沉积物孔隙潜水、碎屑岩孔隙、裂隙水和基岩裂隙水等三大类型。
（一）含水层
1．第四系松散沉积物孔隙潜水
含水层分布于高平原、哈拉哈河河漫滩及阶地、辉河河谷、冰成谷地一些地区，岩性以细砂、中、粗砂、砂砾石、亚砂土等为主，有利于大气降水直接渗入，补给区与径流区基本一致。地下水化类型一般为 HCO-Na-Ca、HCO -SO-Ca-Na、HCO-Ca， 3 3 4 3
HCO -Cl-Ca-Mg等。矿化度一般小于1g/L。高平原的一些低洼处及湖泊附近为 Cl-Na型 3
水。矿化度一般小于1~3g/L，或更大。
2．碎屑岩孔隙、裂隙承压水
本区属新华夏系第三沉降带，地下水的运动方向由东南流向西北。含水层主要包括白垩系大磨拐河组和伊敏组的砂岩、砂砾岩孔隙、裂隙承压水，现分别叙述如下：
（1）白垩系上统伊敏组煤系地层孔隙、裂隙承压水
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埋藏于新近系粘土岩隔水层之下，全区广泛分布，含水层由细砂岩、中砂岩及含砾粗砂岩组成，构成含水层的砂质由于粘土含量极少且又成岩极差，胶结程度由不好到中等，孔隙含水,由于砂岩及砂砾岩分选、胶结程度的差异，其不同地段的富水性亦有不同，一般厚度在25.00~200.00m，单位涌水量：0.156~0.448L/s.m，渗透系数：0.558~1.424m/d，水质多为Cl-Na·Ca或Cl·HCO -Na型水，矿化度4.55g/L。水位埋深 3
3.10~13.30m，年变幅0.50~1.30m，一般为承压水。
（2）白垩系上统大磨拐河组下部砂岩孔隙、裂隙承压水
含水层分布于大磨拐河组地层深部，含水层厚度较薄，主要岩性为胶结程度较差的砂砾岩、中粗砂岩与粉细砂岩为主，水力性质为承压水，由于其上部的泥岩、粉砂岩隔水层影响，水文地质条件简单。
3．基岩裂隙水
隐伏于白垩系含煤地层之下，在呼和诺尔含煤盆地内分布广泛，岩性以玄武岩、凝灰岩、凝灰质角砾岩为主，其中裂隙比较发育，地下水赋存于裂隙中，由于裂隙发育的不均一性，其富水性也有较大差异，单位涌水量：0.002~0.077L/s.m，渗透系数：0.0052~0.170m/d，水位埋深0~6.69m，水质：Cl-Na型水，矿化度为3.2g/L。
（二）隔水层
区内隔水层岩性主要为粘土、亚粘土、粘土岩、泥岩及泥质胶结的粉砂岩。
第四系隔水层主要为第四系上、中更新统沉积的亚粘土、粘土层，岩性致密，具一定的隔水性能，隔水层厚度一般8~78m。
新近系隔水层为成岩作用不好的粘土岩，颜色以砖红色、土黄色为主，厚度44.40～59.37m，岩性致密，为本区的重要隔水层。
白垩系含煤地层中的泥岩、粉砂岩及泥质粉砂岩为泥质胶结，岩性致密，个别地段具有膨胀性，隔水层厚度一般30~150m，具较好的隔水性能。
（三）地下水的补给、径流与排泄
据黑龙江省水文地质工程地质队编制的1：20万《新巴尔虎左旗地区区域水文地质普查报告》资料，由于该区第四系含水层埋藏浅，又多为砂层，利于大气降水的直
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接渗入，因此补给和径流区基本一致，通过河流、下降泉及强烈蒸发而排泄，从而反映了补给快、迳流短而畅通和排泄容易的水文地质特征；基岩风化带风化裂隙含水层主要来自辉河的侧向补给及基岩出露地段的大气降水的渗入补给，地下水的迳流方向与地表河流的方向基本一致，排泄的方式主要以地面垂直排泄及通过地下水水平迳流方式排出区外。
第二节勘探区地质概况
内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队于 2007年 11月完成本区一井田（勘查许可范围西部7.46km2范围）的勘探工作，于 2012年 8月完成本区二井田（勘查许可范围剩余55.76km2范围）的勘探工作（位置关系见图3.2-1），因一井田和二井田地质情况差别较大，本节分别对其进行描述，建议建设单位委托编制单位对地质报告进行整合，为后续工作的开展提供可靠依据。
一、地层
（一）一井田勘探区地层
本勘探区属第四系全掩盖式，通过钻探揭露的地层有白垩系下统伊敏组和侏罗系上统白音高老组，所揭露地层自下而上分别叙述如下：
1．侏罗系上统白音高老组（Jb）
3
为本区含煤地层的基底，厚度不详。由一套中基性火山熔岩及火山碎屑岩组成，主要有灰黑色到紫红色的玄武岩、气孔状玄武岩、浅灰至灰白色凝灰岩。玄武岩呈块状、致密、坚硬，局部气孔状、杏仁状构造发育。气孔多呈定向排列，气孔内充填有绿色硅质矿物。凝灰岩呈凝灰结构，裂隙较发育，部分裂隙充填有方解石。与下伏地层呈不整合接触。
2．下白垩统伊敏组（Ky）
1
伊敏组是呼和诺尔坳陷内的一套陆相含煤的碎屑岩沉积，受控于盆地西北侧的盆
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缘断裂。勘探区内伊敏组没有出露，全部由钻孔控制，区内地层厚度最大为 461.70m（0425号孔），最小为42.03m（1207号孔），一般在200~300m。伊敏组共划分为 5个岩性段，自下而上分别为：底部泥岩、砾岩段；下部含煤段；中部泥岩段；上部含煤段；顶部泥岩、砂岩段。分述如下：
（1）底部泥岩、砾岩段
自基底至 10煤层组底板，该段岩性主要由上部泥岩和下部含砾砂、泥岩及砾岩等组成。该段只在勘探区中南部发育，厚度0.68~28.17m，平均厚度为11.78m。
（2）下部含煤段
自10煤层组底板至9煤层顶板，该段岩性主要由煤层、泥岩、含炭泥岩等组成，该段只在勘探区中南部发育。含2个煤层组4个煤层（9、10a、10b和10c煤层），其中9、10a煤层为零星分布的不可采煤层，10b和10c为局部发育的局部可采煤层。本段厚度22.70~39.08m，平均厚度为32.01m。
（3）中部泥岩段
自9煤层顶板至8煤层组底板，该段岩性主要是大段泥岩，深灰～灰黑色，顶部夹浅灰色粉、细砂岩，水平层理或缓波状层理，下部夹炭质泥岩及薄煤层，局部含菱铁矿结核。该段泥岩全区发育，本段厚度58.30~124.50m，平均厚度为97.27m。
（4）上部含煤段
自 8煤层底板至 4煤层顶板。该段为本区主要含煤段，岩性主要由煤层、泥岩、含炭泥岩、粉砂岩等组成。含 5个煤层（组）8个煤层（4、5、6、7、8b、8c、8d和8e煤层），全区发育全区可采2层（4、8b煤层），大部发育大部可采1层（6煤层），零星分布不可采 5层（5、7、8c、8d和 8e煤层）。本段厚度22.65～78.50m，平均厚度为55.35m。
（5）顶部泥岩、砂岩段
自 4煤层顶板至第四系地层底界面，该段岩性主要由泥岩和粉、细砂岩等组成，该段全区广泛发育，厚度9.20~157.500m，平均厚度为83.87m。
3．上第三系（N）
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主要为灰白色及黄褐色泥岩，粉砂质泥岩，胶结疏松。厚度0~86.34m，平均厚度为32.47m。与下伏白垩系地层呈不整合接触。
4．第四系（Q）
4
主要为褐黄色风积粉、细砂，全区发育，厚度8.80~145.05m，平均厚度为25.19m。
与下伏第三系地层呈不整合接触。
（二）二井田勘探区地层
勘探区属第四系全掩盖式，通过钻探揭露的地层有侏罗系上统白音高老组（Jb）、 3
白垩系下统大磨拐河组（Kd）和伊敏组（Ky）、新近系（N）和第四系（Q），所揭 1 1
露地层自下而上分别叙述如下：
1．侏罗系上统白音高老组（Jb）
3
白音高老组为勘探区煤系地层的基底，在勘探区内未出露。据钻孔揭露资料，岩性由一套中基性火山熔岩及火山碎屑岩组成，主要有灰黑色至紫红色的玄武岩、气孔状玄武岩、浅灰至灰绿色凝灰岩、青灰色至灰绿色安山岩。玄武岩呈块状、致密、坚硬，局部见气孔状、杏仁状构造发育，气孔多呈定向排列，气孔内充填有绿色硅质矿物；凝灰岩呈凝灰结构，裂隙较发育，部分裂隙充填有方解石；安山岩多呈隐晶质结构或斑状结构，块状、致密、坚硬，多发育裂隙，并充填方解石。与上覆地层白垩系下统大磨拐河组呈不整合接触，揭露地层厚度最小3.60m（3619号钻孔），最大82.77m（5225号钻孔）。
2．白垩系下统大磨拐河组（Kd）
1
大磨拐河组在勘探区内普遍发育，主要为灰白色至灰黑色巨厚层泥岩、灰白色粉砂岩及灰绿色细砾岩，块状构造，水平层理较发育，富含炭屑及植物化石碎片。在巨厚层泥岩段中多发育致密、坚硬的薄层凝灰质粉砂岩，倾向 52线以西发育9、10a、10b、10c号煤层。勘探区内大磨拐河组没有出露，揭露地层厚度最小1.20m（S6425号钻孔），最大232.78m（1225号钻孔），平均106.52m。与下伏地层侏罗系上统白音高老组呈不整合接触，与上覆地层白垩系下统伊敏组呈假整合接触。大磨拐河组共划分3个岩性段，自下而上依次为：底部泥岩、砂岩、砾岩段；下部含煤段；中上部厚
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泥岩段。现分述如下：
（1）底部泥岩、砂岩、砾岩段（Kd1）
1
自煤系地层基底至 10煤层组底板，该段岩性主要由上部泥岩和下部含砾砂岩、泥岩及砾岩组成。该段仅在勘探区中西部发育，本段厚度4.41~68.88m，平均厚度为24.12m。
（2）下部含煤段（Kd2）
1
自10煤层组底板至9煤层顶板，该段岩性主要由煤层、泥岩、炭质泥岩等组成，该段仅在勘探区中西部发育。含2个煤层组4个煤层（9、10a、10b和10c煤层），其中9、10a煤层为零星分布的不可采煤层，10b和10c为局部发育的局部可采煤层。本段厚度0.38~85.90m，平均厚度为36.94m。
（3）中上部厚泥岩段（Kd3）
1
自9煤层顶板至8煤层（组）底板，该段岩性主要是大段泥岩，灰白色至灰黑色，顶部夹浅灰色粉、细砂岩，具水平层理、均匀层理及波状层理，中部夹薄层致密、坚硬粉砂岩，下部夹炭质泥岩及薄煤层，局部含菱铁矿结核。该段泥岩全区发育，是划分伊敏组和大磨拐河组的重要标志，本段厚度1.20~155.37m，平均厚度为84.83m。
3．白垩系下统伊敏组（Ky）
1
伊敏组是呼和诺尔坳陷内的一套陆相含煤的碎屑岩沉积，受控于盆地西北侧的盆缘断裂，该组为勘探区主要含煤地层。伊敏组在勘探区内没有出露，区内全部钻孔见到该组地层，揭露地层厚度最小56.05m（2009号孔），最大385.01m（4441号孔），平均211.22m。与下伏地层白垩系下统大磨拐河组呈假整合接触，与上覆地层新近系呈不整合接触。伊敏组共划分为3个岩性段，自下而上依次为：下部含煤段；中部泥岩、砂岩段；顶部泥岩、砂岩段。现分述如下：
（1）下部含煤段（Ky1）
1
自 8煤层（组）底板至 4煤层顶板。该段为本区主要含煤段，岩性主要由煤层、泥岩、炭质泥岩、粉砂岩、砂砾岩等组成。在6煤层顶板至4煤层底板间，多发育中、粗粒砂岩或砂质砾岩。本段含5个煤层（组）9个煤层（4、5、6、7、8a、8b、8c、8d
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和 8e煤层），全区发育全区可采2层（4、8b煤层），大部发育局部可采2层（6煤层、8c煤层），零星分布不可采5层（5、7、8a、8d和8e煤层）。本段厚度25.15~146.79m，平均厚度为80.44m。
（2）中部泥岩、砂岩段（Ky2）
1
自4煤层顶板至3煤层底板，该段岩性主要由泥岩和粉砂岩、细粒砂岩、粗粒砂岩及砂质砾岩等组成，该段全区广泛发育，本段厚度29.10~142.27m，平均厚度为78.66m。
（3）顶部泥岩、砂岩段（Ky3）
1
自3煤层底板至新近系地层底界面，岩性主要由泥岩、煤层、炭质泥岩、粉砂岩、中粒砂岩、粗粒砂岩等组成，该段全区广泛发育。含3个煤层，发育局部可采2层（2煤层和3煤层），不可采1层（1煤层）。本段厚度4.26~256.12m，平均厚度为68.80m。
4．新近系（N）
上部以浅黄色至褐黄色粘土为主，下部以棕红色至褐红色粘土为主，具可塑性及粘结性，可搓条，无植物碎屑，揭露地层厚度最小12.95m（5215号钻孔），最大139.15m（4433号钻孔），平均厚度55.00m。厚度变化趋势为由西北至东南逐渐增厚，尤其是走向 25线两侧，新近系厚度变化较为明显。与下伏白垩系地层及上覆第四系地层均呈不整合接触。
5．第四系（Q）
主要为黑褐色腐植土、浅黄色至褐黄色风积粉、细砂，全区发育，厚度4.52~60.11m，平均厚度为24.30m，厚度变化趋势整体较为平缓，在走向25线以北、倾向52线以东区域该地层略厚。与下伏新近系地层呈不整合接触。
二、构造
（一）一井田勘探区构造
呼和诺尔盆地为海拉尔盆地内次级北东向盆地，重力勘查资料显示区域构造线呈北东向展布，地层总体呈向斜构造。勘探区位于呼和诺尔盆地中部的西侧，作为本次勘探重点的伊敏组构造层总体上为一走向北东至北北东、倾向南东的单斜构造，断层
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稀少，地层呈近水平状产出，地层倾角一般为1~5°，个别地段可达到7~9°。
区内发育一条正断层F5（原名称为F4，因与二井田勘探区F4断层名称冲突，故重新命名），走向N6°E，倾向NW，倾角54°，延展长度870m，断距21-29m，由0417、0817、和0421号钻孔控制，为较可靠断层。
（二）二井田勘探区构造
呼和诺尔盆地为海拉尔盆地内次级北东向盆地，据以往勘查及重力勘查资料显示区域构造线呈北东向展布，地层总体为走向北北东、倾向南东（方位角150°左右）、倾角1~4°的一单斜构造，地层呈近水平状产出，局部发育有一些宽缓的波状起伏。
本次勘探工作区位于呼和诺尔盆地中部的西侧，含煤地层构造层总体上为一走向北东至北北东、倾向南东的单斜构造，地层呈近水平状产出，地层倾角一般为1~4°，个别地段可达到7~8°。
根据钻探资料，本次组合断层的构造形态上有所变化。勘探区内共组合断层4条（由西向东、由北向南依次编号为：F1、F2、F3和F4），均为正断层，控制程度为较可靠，构造复杂程度属简单类型，现将各断层特征分述如下：
F1断层：走向N9°E，倾向SE，倾角55°，延展长度0.9km，断距25~28m，由0815、1215、1312、1615和水1号钻孔控制，为较可靠断层。
F2断层：走向N28°E，倾向NW，倾角61°，延展长度1.0km，断距25~61m，由3221、3223、水4和3619号钻孔控制，为较可靠断层。
F3断层：走向N38°E，倾向SE，倾角55°，延展长度1.2km，断距46~93m，由3221、3223水4和3625号钻孔控制，为较可靠断层。
F4断层：走向N28°W，倾向SW，倾角63°，延展长度1.3km，断距75~87m，由3223、3623、S3225和3625号钻孔控制，为较可靠断层。
三、岩浆岩
本次及以往施工的钻孔中均未发现岩浆岩侵入到含煤地层中，只在含煤岩系基底白音高老组上部见到玄武岩层，为燕山期火山喷发形成的基性岩浆岩。根据区域岩浆
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资料推断燕山期岩浆岩与兴安岭群共同构成煤系地层基底。
四、煤层
（一）含煤性
1．一井田勘探区含煤地层
本区含煤地层主要为白垩系下统伊敏组，含煤地层厚度42.03~461.70m，平均256.67m，主要含煤 7个煤层群，单孔煤层总厚9.60~40.41m，平均21.58m，含煤系数8.41%；含煤性较好。分为上部含煤段和下部含煤段，其中上部含煤 8层，自上而下编号为4、5、6、7、8b、8c、8d和8e号煤层，下部含煤4层，自上而下编号为9、10a、 10b和10c号煤层，4、8b号煤层为全区可采，6号煤层为大部分可采煤层，10b和10c号煤层为局部可采煤层，其它煤层为不可采煤层。
2．二井田勘探区含煤地层
勘探区含煤地层为白垩系下统伊敏组（ky）和大磨拐河组地层（kd），从钻探 1 1
揭露地层情况看，含煤地层发育有 10个组（16个煤层），其中伊敏组自上而下发育有1、2、3、4、5、6、7、8煤组，大磨拐河组发育有9、10煤组。揭露含煤地层厚度最小56.05m（2009号钻孔）、最大489.34m（1225号钻孔），平均291.63m，单孔煤层总厚最小3.54（4423号钻孔）、最大37.32m（0425号钻孔），平均19.54m；含煤系数6.70%。
（1）伊敏组
伊敏组含煤地层共发育煤层12层，自上而下依次为：1、2、3、4、5、6、7、8a、8b、8c、8d、8e号煤层，其中可采煤层 6层，分别为：2、3、4、6、8b、8c号煤层，其余为零星可采或不可采煤层。在可采煤层中4、8b号煤层为全区可采煤层，2、3号煤层为大部可采煤层，6、8c号煤层为局部可采煤层。
（2）大磨拐河组
大磨拐河组含煤地层共发育煤层6层，自上而下依次为：9、10a、10b、10c、10d、 10e号煤层，其中可采煤层3层，分别为：10a、10b、10c号煤层，全部为局部可采煤
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层，9号煤层为零星可采煤层，10d、10e号煤层为不可采煤层。
（3）煤层赋存特征
区内各煤层在厚度、间距及发育范围均有一定的变化，除个别钻孔变化较大外，但总体上变化不大。
煤层的主要变化特点：从剖面上看，除个别钻孔外，煤层比较均匀地发育在含煤地层中，2、3号煤层在勘探区东北部有逐渐合并趋势，从而进入呼和诺尔煤田详查区。
从平面看，上部2、3号煤层分布在除勘探区西北部外的全区大部地区；中部煤层发育面积逐渐扩大，尤其4、8b号煤层最为明显，全区发育；下部的9、10号煤层（组）仅在勘探区东南部呈条带状发育。
煤层层间距的变化特点：沿倾向由北向南逐渐变小，沿走向由西向东各逐渐减小，总体趋势是由西向东煤层层间距逐渐减小。
（二）可采煤层
1．一井田勘探区含煤地层
本区伊敏组含煤地层中共见可采煤层5层，自上而下分别是4、6、8b、10b和10c煤层。其中全区可采 2层（4、8b煤层），全区大部分可采 1层（6煤层），局部可采2层（10b和10c煤层）。
煤层厚度、结构、层间距等详见可采煤层厚度结构及间距见表3.2-1。
表 3.2-1一井田勘探区煤层厚度结构及层间距表
|||||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|
|煤层编号|层间距(m)||埋深（m）|全层厚度(含夹石) (m)|可采厚度（m）|夹石层数|可采性|煤层稳定性|顶板岩性|
||||最小-最大|最小-最大|最小-最大||||底板岩性|
||||平均/点数|平均/点数|平均/点数|||||
|4|最小-最大|平均/点数|55.43-268.14|1.50-8.72|2.80-8.32|0-3|全区|较稳定|泥岩、粉砂岩|
||1.40-9.12|5.26/17|165.58|6.20/22|5.55/21||||泥岩、粉砂岩|
|5|||59.93-222.98|0.41-1.60|1.50-1.60|0-1|不可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||3.35-9.00|6.18/16|139.91|1.15/12|1.55/4||||泥岩、粉砂岩|
|6|||67.57-220.25|0.49-5.28|2.10-4.93|0-1|大部|较稳定|泥岩、粉砂岩|
||1.30-29.15|15.23/16|152.39|2.30/13|2.56/9||||泥岩、粉砂岩|
|7|||66.77-294.41|0.35-2.00|1.50-2.00|0|不可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|

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|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|
|煤层编号|层间距(m)||埋深（m）|全层厚度(含夹石) (m)|可采厚度（m）|夹石层数|可采性|煤层稳定性|顶板岩性|
||||最小-最大|最小-最大|最小-最大||||底板岩性|
||||平均/点数|平均/点数|平均/点数|||||
||2.75-17.23|9.99/19|183.57|1.26/16|1.64/6||||泥岩、粉砂岩|
|8b|||82.14-328.57|3.60-12.65|3.60-10.45|0-4|全区|较稳定|泥岩、粉砂岩|
||1.65-11.11|6.38/15|186.54|8.13/27|7.03/27||||泥岩、粉砂岩|
|8c|||94.11-333.93|0.50-1.83|1.65-1.70|0-1|不可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||103.78-131.70|117.74/5|202.33|1.29/12|1.69/4||||泥岩、粉砂岩|
|9|||313.15-476.87|0.52-2.30|1.50-2.00|0-2|不可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||2.35-14.15|8.25/7|374.21|1.44/5|1.78/3||||泥岩、粉砂岩|
|10a|||300.70-499.60|0.31-2.45|1.50-1.95|0-2|不可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||1.30-9.24|5.27/8|380.51|1.52/6|1.73/2||||泥岩、粉砂岩|
|10b|||305.65-510.40|0.50-7.05|2.55-5.30|0-3|局部|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||1.55-14.81|8.18/8|393.31|2.88/7|3.97/3||||泥岩、粉砂岩|
|10c|||307.95-523.38|0.75-7.60|1.50-1.95|1-3|局部|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||||403.40|4.69/7|4.99/5||||泥岩、粉砂岩|

各可采煤层的主要特点分述如下：
4煤层：为区内主要可采煤层，位于上部含煤段，全区发育，在区内北部露头出露，煤层由南至北变薄，区内23个钻孔见到该煤层，21个可采点，只在1215号钻孔沉积缺失，在1709号钻孔沉积为不可采。发育面积6.41km2，可采面积6.37km2，为全区可采煤层。埋深55.43~268.14m，平均165.58m，煤层总厚1.50~8.72m，平均6.20m，可采厚度2.80~8.32m，平均5.55m，含夹矸0~3层，顶、底板为泥岩或粉砂岩，属较稳定煤层。
6煤层：位于上部含煤段，全区大部发育，于0411、0813和0815号钻孔以北沉积尖灭，区内 19个钻孔见该煤层，9个可采点，发育面积5.94km2，可采面积3.85km2，为大部可采煤层。埋深67.57~220.25m，平均152.39m，煤层总厚0.49~5.28m，平均2.30m，可采厚度2.10~4.93m，平均2.56m，结构简单，夹石0~1层，顶、底板为泥岩或粉砂岩，
与上部5煤层间距3.35~9.00m，平均6.18m，属较稳定煤层。
8b煤层：为区内主要可采煤层，位于上部含煤段，全区发育，区内 27个钻孔见
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到该煤层，全部可采。发育面积7.46km2，可采面积7.4km2，为全区可采煤层。埋深82.14~328.57m，平均186.54m，煤层总厚3.60~12.65m，平均8.13m，可采厚度3.60~10.45m，平均7.03m，煤厚由东向西变薄，夹石0~4层，顶、底板为泥岩或粉砂岩，与上部 7煤层间距2.75~7.23m，平均9.99m，属较稳定煤层。
10b煤层：位于下部含煤段，局部发育，区内有 8个钻孔见到该煤层，仅见 3个可采点，0413号钻孔以北及0215、水9岩6号钻孔以南不整合于上侏罗统白音高老组地层之上，于北部0415~0815号钻孔及0413~0813号钻孔间沉积尖灭。发育面积2.24km2，可采面积1.04km2，为局部可采煤层。埋深305.65~510.40m，平均393.31m，煤层总厚0.50~7.05m，平均2.88m，可采厚度2.55~5.30m，平均3.97m，夹石0~3层，顶、底板为泥岩或粉砂岩，与上部10a煤层间距1.30~9.24m，平均5.27m，属不稳定煤层。
10c煤层：位于下部含煤段，局部发育，区内有 8个钻孔见到该煤层，见 5个可采点。0411、0813和 0815号钻孔以南及 0217钻孔以北不整合于上侏罗统白音高老组地层之上，发育面积2.08km2，可采面积1.39km2，为局部可采煤层。埋深307.95~523.38m，平均403.40m，煤层总厚0.75~7.60m，平均4.69m，可采厚度4.80~5.85m，平均4.99m，夹石1~3层，顶、底板为泥岩或粉砂岩，与上部10b煤层间距1.55~14.81m，平均8.18m，属不稳定煤层。
2．二井田勘探区含煤地层
勘探区内共发育可采煤层9层，自上而下依次为2、3、4、6、8b、8c、10a、10b、10c号煤层，其中4、8b号煤层为全区可采煤层，2、3号煤层为大部可采煤层，6、8c、10a、10b、10c号煤层为局部可采煤层。其余各煤层为零星可采或不可采煤层，没有参与到本次资源储量估算当中来，各煤层结构、厚度、间距等特征详见表3.2-2。
表 3.2-2 二井田勘探区煤层厚度结构及层间距表
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|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|
|煤层编号|层间距（m）||埋深（m）|全层厚度（m）|可采厚度（m）|夹石层数|可采性|煤层稳定程度|煤层顶板岩性|
||||最小-最大|最小-最大|最小-最大|||||
||||||||||煤层底板岩性|
||||平均/点数|平均/点数|平均/点数|||||
|1|最小-最大|平均/点数|133.73-193.15|0.65-1.09|0-0|0|不||泥岩、粗粒砂岩|

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表 3.2-2 二井田勘探区煤层厚度结构及层间距表
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|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|
|煤层编号|层间距（m）||埋深（m）|全层厚度（m）|可采厚度（m）|夹石层数|可采性可采|煤层稳定程度|煤层顶板岩性|
||||最小-最大|最小-最大|最小-最大|||||
||||||||||煤层底板岩性|
||||平均/点数|平均/点数|平均/点数|||||
||50.40-57.00|54.74/11|156.95/11|0.84/11|0/0||||泥岩、细粒砂岩|
|2|||86.31-252.44|0.50-4.89|1.50-4.37|0-2|大部可采|较稳定|泥岩、细粒砂岩|
||2.60-28.51|15.14/71|158.29/72|2.23/72|2.38/58||||泥岩、细粒砂岩|
|3|||67.41-284.27|0.31—5.57|1.55-5.22|0-2|大部可采|较稳定|泥岩、炭质泥岩|
||51.13-111.78|84.95/91|160.89/93|2.38/89|2.68/65||||泥岩、粉砂岩|
|4|||118.48-383.32|1.94-11.34|1.94-9.20|0-3|全区可采|较稳定|泥岩、粗粒砂岩|
||3.18-7.90|5.91/16|156.95/110|6.33/108|5.68/108||||泥岩、粉砂岩|
|5|||129.46-346.20|0.50-1.42|0-0|0-1|不可采||泥岩、粉砂岩|
||8.80-35.39|17.93/14|224.44/16|1.08/9|0/0||||泥岩、细粒砂岩|
|6|||138.26-430.41|0.25-9.38|1.50-9.20|0-2|局部可采|较稳定|泥岩、粉砂岩|
||1.71-14.29|5.64/9|270.36/92|1.47/81|2.79/20||||泥岩、细粒砂岩|
|7|||182.80-433.90|0.80-1.77|1.60-1.77|0|零星可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||0|0/0|317.49/10|1.34/7|1.69/2||||泥岩、粉砂岩|
|8a|||175.01-253.45|0-0.77|0-0|0|不可采||泥岩|
||4.62-8.21|6.42/2|214.23/11|0.77/1|0/0||||泥岩|
|8b|||87.20-477.08|1.80-9.27|1.80-9.27|0-4|全区可采|较稳定|泥岩、细粒砂岩|
||1.41-19.42|7.57/98|288.69/110|6.59/109|6.33/109||||泥岩、粉砂岩|
|8c|||96.75-368.31|0.40-4.44|1.52-4.44|0-1|局部可采|较稳定|泥岩、粉砂岩|
||2.13-11.39|4.74/22|283.95/93|1.78/88|2.42/45||||泥岩、炭质泥岩|
|8d|||187.76-421.70|0.30-1.35|0-0|0-1|不可采||泥岩|
||1.50-4.65|3.14/16|325.28/21|0.63/14|0/0||||泥岩、细粒砂岩|
|8e|||192.41-377.77|0.50-1.96|1.66-1.66|0-1|零星可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||107.70-138.56|122.36/11|318.05/17|0.97/14|1.66/1||||泥岩、粉砂岩|

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表 3.2-2 二井田勘探区煤层厚度结构及层间距表
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|煤层编号|层间距（m）||埋深（m）|全层厚度（m）|可采厚度（m）|夹石层数|可采性|煤层稳定程度|煤层顶板岩性|
||||最小-最大|最小-最大|最小-最大|||||
||||||||||煤层底板岩性|
||||平均/点数|平均/点数|平均/点数|||||
|9|||331.50-508.87|0.50-2.80|1.70-2.60|0-2|零星可采|不稳定|泥岩、粉砂岩|
||5.80-42.21|29.11/15|431.55/29|0.84/17|2.10/6||||泥岩、炭质泥岩|
|10a|||343.26-542.52|0.50-5.35|1.68-4.40|0-2|局部可采|较稳定|泥岩|
||1.91-10.80|6.72/28|505.21/27|2.69/20|2.95/14||||泥岩、炭质泥岩|
|10b|||348.90-550.62|0.55-10.68|1.50-8.54|0-5|局部可采|较稳定|泥岩|
||0.97-13.75|7.57/31|459.49/31|4.59/28|4.35/24||||泥岩、粉砂岩|
|10c|||356.38-557.29|0.46-8.74|1.77-7.60|0-5|局部可采|较稳定|泥岩、粉砂岩|
||||467.06/31|2.82/28|3.28/20||||泥岩、粉砂岩|

2号煤层：主要分布在倾向 12线以东、走向 13线以南、白音查干湖东南的全区大部地区，在井田中部的倾向 32线~倾向48线、走向19线~走向 29线范围内局部尖灭；共有72个见煤点，58个点可采，煤层结构简单，16个点含夹矸，其中12个点含 1层夹矸、4个点含2层夹矸，夹矸岩性为泥岩、炭质泥岩；煤层最小厚度0.50m（4415孔），最大厚度4.89m（6819孔），平均厚度2.23m。煤层最小可采厚度1.50m（2033、4433孔），最大可采厚度4.37m（6019孔），平均可采厚度2.38m；煤层发育面积36.98km2，可采面积23.00km2，可采煤层主要分布在走向 17线以南，倾向 44线以东地区，在倾向 32线东南部有小部分可采区域；煤层由西向东、由南向北缓慢增厚，可采范围内煤层厚度变化不大；煤层顶板岩性主要为泥岩，个别为细粒砂岩、炭质泥岩、粗粒砂岩、粉砂岩；煤层底板岩性以泥岩为主，个别为细粒砂岩、炭质泥岩、砂质泥岩；煤层最小埋深86.31m（6417孔），最大埋深252.44m（5241孔），平均埋深158.29m；同上部 1号煤层最小间距50.40m（7629孔）、最大间距57.00m（3637孔），平均间距
54.74m，倾向 76线东北部与下部3号煤层合并为一层进入呼和诺尔详查区；2号煤层
属大部可采较稳定煤层。
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3号煤层：主要分布在倾向 04线以东、走向 13线以南的全区大部地区，在井田中部的倾向32线~倾向48线、走向19线~走向29线范围内局部尖灭；共有89个见煤点、65个点可采，4个见炭质泥岩点，煤层结构简单，32个点含夹矸，其中 26个点含 1层夹矸、6个点含 2层夹矸，夹矸岩性为泥岩、炭质泥岩；煤层最小厚度 0.31m（7225孔），最大厚度5.57m（5241孔）平均厚度2.38m；煤层最小可采厚度1.55m（2821孔），最大可采厚度5.22m（5241孔），平均可采厚度2.68m；煤层发育面积42.53km2，可采面积29.75km2，可采煤层主要分布在倾向20线以东的全区大部地区；煤层厚度变化趋势为由西向东逐渐增厚、东南部略厚；煤层顶板岩性多为泥岩，其次为炭质泥岩、细粒砂岩、粉砂岩、砂质泥岩，煤层底板岩性也主要泥岩为主，其次为粉砂岩，偶见炭质泥岩、细粒砂岩、中粒砂岩；煤层最小埋深67.41m（1613孔），最大埋深284.27m（4441孔），平均埋深160.89m；同 2号煤层最小间距2.60m（7623孔），最大间距28.51m（5241孔），平均间距15.14m；3号煤层属大部可采较稳定煤层。
4号煤层：分布在走向11线以南有钻孔控制的区域，除1215、4423、5213三个钻孔受沉积环境影响未见到该煤层外，其他钻孔全部见到该煤层，基本全区分布；128个见煤点，128个点可采，煤层结构较复杂，86个点含夹矸，其中57个点含1层夹矸、 26个点含 2层夹矸、3个点含 3层夹矸，夹矸岩性主要为炭质泥岩、泥岩、粉砂岩；
煤层最小厚度1.94m（4821孔），煤层最大厚度11.34m（2023孔），平均厚度6.33m；
煤层最小可采厚度1.94m（4821孔），最大可采厚度9.2（0 0425孔）平均可采厚度5.68m；
煤层发育面积46.61km2，可采面积46.28km2，可采煤层分布在全区大部地区；煤层在勘探区东北部略薄，向西南方向逐渐增厚；煤层顶板岩性以泥岩为主，其次为粗粒砂岩、细粒砂岩，个别为粉砂岩、中粒砂岩、砂质泥岩，煤层底板岩性也主要为泥岩，其次为粉砂岩，个别为细粒砂岩、粗粒砂岩、炭质泥岩；煤层最小埋深104.30m（2013孔），最大埋深383.32m（4441孔），平均埋深156.95m；同3号煤层最小间距51.13m（4815孔），最大间距111.78m（2019孔），平均间距84.95m；4号煤层属全区可采较稳定煤层。
6号煤层：分布在走向 17线以南全区大部地区；81个见煤点，20个点可采；煤
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层结构简单，14个点含夹矸，其中12个点含1层夹矸、2个点含2层夹矸，夹矸多为泥岩，其次为炭质泥岩；煤层最小厚度0.25m（6033孔），最大厚度9.38m（0425孔），平均厚度1.47m；煤层最小可采厚度1.50m（5233、2033孔），最大可采厚度9.2m（0425孔），平均可采厚度2.79m；煤层发育面积39.51km2，最大可采面积12.27km2，可采煤层主要分布在倾向 44线以西勘探区南部边缘地带；煤层厚度变化情况为南部厚北部薄、西部厚东部薄；煤层顶板岩性以泥岩为主，其次为粉砂岩、细粒砂岩，个别为炭质泥岩、粗粒砂岩，煤层底板岩性主要为泥岩，其次为细粒砂岩、粉砂岩，个别为炭质泥岩；煤层最小埋深138.26m（1613孔），最大埋深430.41m（4441孔），平均埋深270.36m；同5号煤层最小间距8.80m（1613孔），最大间距35.39m（3637孔），平均间距17.93m；6号煤层属局部可采较稳定煤层。
8b号煤层：勘探区内除一个未施工到目的层位钻孔（2010号钻孔）和三个受成煤期沉积环境影响钻孔（3221、4423、S4823）未见到该煤层外，其余各钻孔均见到该煤层，基本全区分布；109个见煤点，全部为可采点；煤层结构简单—中等，40个点含夹矸，其中23个点含1层夹矸，9个点含2层夹矸，7个点含3层夹矸，1个点含4层夹矸，夹矸岩性主要为炭质泥岩、泥岩，个别为高灰煤、含炭泥岩；煤层最小厚度1.80m（3623孔），煤层最大厚度9.27m（4437孔），平均厚度6.59m；煤层最小可采厚度1.80m（3623孔），最大可采厚度9.27m（4437孔），平均可采厚度6.33m；煤层发育面积46.59km2，最大可采面积46.37km2，可采煤层基本全区分布；煤层厚度变化趋势不明显；煤层顶板以泥岩为主，其次为细粒砂岩、粉砂岩，个别为炭质泥岩，煤层底板主要为泥岩，个别为粉砂岩、细粒砂岩、炭质泥岩、砂质泥岩、中粒砂岩；煤层最小埋深87.20m（2009孔），最大埋深477.08m（5241孔），平均埋深288.69m；同 8a号煤层最小间距4.62m（5225孔），最大间距8.21m（1613孔），平均间距6.42m；
8b号煤层属全区可采较稳定煤层。
8c号煤层：分布在除倾向 20线以西、走向13～23线间和倾向 36线以东、走向 29线以南区域外的全区大部地区；88个见煤点中 45个点可采，2个见高灰煤点；煤层结构简单，13个点含 1层夹矸，夹矸岩性为炭质泥岩、泥岩；煤层最小厚度 0.40m
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（3637孔），最大厚度4.44m（S4813孔），平均厚度1.78m；煤层最小可采厚度1.52m（5617孔），最大可采厚度4.44m（S4813孔），平均可采厚度2.42m；煤层发育面积33.62km2，最大可采面积12.03km2，可采煤层主要分布在勘探区倾向 28线以东、走向29线以北范围内；煤层厚度变化趋势为由北向南逐渐变薄；煤层顶板以泥岩为主，个别为炭质泥岩、粉砂岩等，煤层底板也主要为泥岩，其次为粉砂岩，个别为细粒砂岩、粗粒砂岩；煤层最小埋深96.75m（2009孔），最大埋深368.31m（2033孔），平均埋深283.95m；同 8b号煤层间距，最小间距1.41m（3623孔），最大间距19.42m（2819孔），平均间距7.57m；8c号煤层属局部可采较稳定煤层。
10a号煤层：分布在勘探区倾向04线~48线、走向 13线~29线间，呈条带状；20个见煤点，其中 14个可采点，2个见高灰煤点；煤层结构简单，10个点含夹矸，其中 6个点含 1层夹矸，4个点含 2层夹矸，夹矸岩性为泥岩、炭质泥岩；煤层最小厚度0.50m（S1617孔），煤层最大厚度5.35m（水3岩1孔），平均厚度2.69m；煤层最小可采厚度1.68m（2421孔），最大可采厚度4.40m（水 3岩 1孔），平均可采厚度2.75m；煤层发育面积6.54km2，最大可采面积4.20km2，可采煤层主要分布在勘探区东南部倾向 04线~40线、走向 17线~25线范围内；煤层厚度变化情况为北部厚南部薄、西部厚东部薄；煤层顶板以泥岩为主，个别为粉砂岩；煤层底板岩性主要为泥岩，个别为炭质泥岩、粉砂岩等；煤层最小埋深343.26m（1615孔），最大埋深542.52m（1225孔），平均埋深505.21m；同 9号煤层最小间距5.80m（S1617孔），最大间距 42.21m（2421孔），平均间距29.11m；10a号煤层属局部可采较稳定煤层。
10b号煤层：分布在倾向04线~48线、走向13线~25线的勘探区西部地区；28个见煤点，24个可采点，1个见高灰煤点；煤层结构较复杂，21个点含夹矸，其中 14个点含 1层夹矸，5个点含 2层夹矸，2个点含 3层夹矸，夹矸岩性为泥岩、炭质泥岩；煤层最小厚度0.55m（2025孔），煤层最大厚度10.68m（2417孔），平均厚度4.59m；
煤层最小可采厚度1.50m（0421孔），最大可采厚度8.54m（2417孔），平均可采厚度4.35m；煤层发育面积9.45km2，最大可采面积7.67km2，可采煤层主要分布在勘探区西部倾向04线~48线、走向17线~25线范围内；煤层厚度变化情况为由中心向四周逐渐
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变薄；煤层顶板岩性以泥岩为主，个别为粉砂岩，煤层底板岩性主要为泥岩，个别为炭质泥岩、粉砂岩、砂质泥岩；煤层最小埋深348.90m（1615），最大埋深550.62m（1225孔），平均埋深459.49m；同10a号煤层间距，最小间距1.91m（2025孔），最大间距10.80m（0425孔）平均间距6.72m；10b号煤层属局部可采较稳定煤层。
10c号煤层：分布在倾向 02线~48线、走向 13线~29线间的勘探区西部区域；28个见煤点，其中 20个点可采；煤层结构中等，10个点含夹矸，其中 6个点含 1层夹矸，3个点含 2层夹矸，1个点含 3层夹矸，夹矸岩性主要为泥岩、炭质泥岩；煤层最小厚度0.46m（4019孔），煤层最大厚度8.74m（3219孔），平均厚度2.82m；煤层最小可采厚度1.77m（2423孔），最大可采厚度7.60m（2821孔），平均可采厚度3.28m；
煤层发育面积9.41km2，最大可采面积6.93km2，可采煤层主要分布在勘探区西部倾向04线~36线、走向17线~25线间的勘探区西南部区域；煤层厚度变化情况为由西北向东南逐渐增厚；煤层顶板岩性以泥岩为主，个别为粉砂岩、砂质泥岩，煤层底板岩性主要为泥岩，次为粉砂岩，个别为炭质泥岩、细粒砂岩；煤层最小埋深356.38m（1615孔），最大埋深557.29m（225孔），平均埋深467.06m；同 10b号煤层间距，最小间距0.97m（4017孔），最大间距13.75m（0817孔）平均间距7.57m；10c号煤层属局部可采较稳定煤层。
五、煤质
（一）煤的物理性质和煤岩特征
1．煤的物理性质
（1）一井田勘探区煤层物理性质
颜色多为深褐～黑褐色,条痕为棕深一褐色,少量为黑褐色～黑色,条痕色为棕黑色,光泽暗淡,断口不规则或参差状,裂隙不发育,真密度和视密度值采用本次勘探及详查报告化验成果的算术平均值，真密度平均在1.50~1.86之间，视密度平均在1.25~1.49之间。主要可采煤层物理性质见表3.2-3。
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表 3.2-3一井田勘探区可采煤层主要物理性质统计表
||||
|-|-|-|
|项目煤层|真密度|视密度|
||最小-最大/平均（点数）|最小-最大/平均（点数）|
|4|1.50-1.74/1.60（6）|1.28-1.37/1.31（6）|
|6|1.62-1.76/1.66（4）|1.28-1.43/1.38（4）|
|8b|1.40-1.75/1.59（8）|1.25-1.39/1.30（8）|
|10b|1.58-1.81/1.65（4）|1.26-1.45/1.36（4）|
|10c|1.56-1.86/1.68（5）|1.34-1.49/1.39（5）|

（2）二井田勘探区煤层物理性质
本区煤类为褐煤，各层煤的物理性质没有较显著的差别，褐煤的颜色多为深褐~黑褐色，条痕为浅褐色~黄褐色，少量为褐黑色，弱沥清光泽，参差状断口，内生裂隙不发育，外生裂隙较发育。真密度和视密度值采用本区各勘查阶段煤层化验成果的算术平均值，真密度平均在1.46~1.57之间，视密度平均在1.36~1.45之间，主要可采煤层物理性质见表3.2-4。
表 3.2-4二井田勘探区可采煤层主要物理性质统计表
||||
|-|-|-|
|项目煤层|真密度|视密度|
||最小-最大/平均（点数）|最小-最大/平均（点数）|
|2|1.33-1.69/1.51（9）|1.33-1.50/1.41（8）|
|3|1.34-1.68/1.49（13）|1.26-1.55/1.40（11）|
|4|1.32-1.91/1.55（18）|1.28-1.50/1.37（16）|
|6|1.37-1.64/1.52（11）|1.28-1.64/1.45（8）|
|8b|1.33-1.75/1.51（19）|1.25-1.53/1.38（16）|
|8c|1.34-1.76/1.52（14）|1.26-1.52/1.36（11）|
|10a|1.38-1.67/1.56（6）|1.37-1.53/1.43（3）|
|10b|1.39-1.88/1.57（10）|1.26-1.53/1.39（6）|
|10c|1.37-1.86/1.56（10）|1.34-1.51/1.43（7）|

2．煤岩特征
（1）一井田勘探区煤岩特征
各煤层煤的成分以镜煤、暗煤为主，丝炭次之，层状或块状构造，条带状或均一
状结构，为暗淡型煤。
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各煤层显微煤岩组分以镜质组为主，惰质组、矿物质次之，少量壳质组。4煤层的镜质组含量在90.0~96.20%之间，平均93.10%，惰质组含量在3.10~9.30%之间，平均6.20%，壳质组含量0.70%。6煤层的镜质组含量92.20%，惰质组含量7.80%，壳质组含量0.00%。8b煤层的镜质组含量在65.30~97.40%之间，平均83.97%，惰质组含量在2.20~34.70%之间，平均15.57%，壳质组含量在0.00~1.00%之间，平均0.46%。10c煤层的镜质组含量95.70%，惰质组含量3.70%，壳质组含量0.60%。主要矿物为粘土，4煤层的粘土矿物含量在28.2~33.0%之间，平均30.6%，6煤层的粘土矿物含量为26.4%，8b煤层的粘土矿物含量在9.9~47.5%之间，平均24.47%，10c煤层粘土矿物含量为30.70%。
其次为碳酸盐矿物、硫化物矿物及氧化硅矿物。
（2）二井田勘探区煤岩特征
各煤层煤的成分以暗煤为主，与亮煤、丝炭的条带或透镜体互层构成，层状或块状构造，条带状或均一状结构，光泽较弱，为半暗淡型煤。
各煤层显微煤岩组分以镜质组和惰质组为主，镜质组平均含量52.0~69.6%，惰质组+半惰质组平均含量19.8~41.7%；壳质组平均含量较少为0.5~2.8%；煤中的矿物质以粘土类含量最高，平均值在7.2~16.2%之间，少量氧化物类含量（0.2~0.7%），碳酸盐类（0.2~1.4%）和硫化物类（0.2~0.7%）。
3．变质阶段
本区煤层变质程度上为未变质或低变质煤，反应在煤类上为褐煤。
（二）煤的化学性质
1．工业分析
（1）水分（Mad）
①一井田勘探区煤层水分
4煤层水分在10.23~15.92%之间，平均13.33%；6煤层水分在12.63~17.59%之间，平均14.62%；8b煤层水分在10.49~17.65%之间，平均14.49%；10b煤层水分在12.95~18.06%之间，平均15.28%；10c煤层水分在10.50~24.60%之间，平均15.09%。
②二井田勘探区煤层水分
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各原煤水分一般波动在2.33~23.94%之间，平均值在8.84~1.31%之间；浮煤水分一般变化在4.60~28.50%之间，平均值在11.05~13.56%之间。浮煤水分较原煤水分普遍偏高。现将各可采煤层的原煤水分含量情况分述如下：
2煤层：原煤水分在4.37~20.12%之间，平均11.46%；浮煤水分在5.9~22.94%之间，平均为13.36%。
3煤层：原煤水分在2.33~18.81%之间，平均10.91%；浮煤水分在5.45~23.82%之间，平均为13.29%。
4煤层：原煤水分在3.63~22.35%之间，平均11.05%；浮煤水分在6.60~23.96%之间，平均为13.54%。
6煤层：原煤水分在3.58~22.64%之间，平均9.85%；浮煤水分在7.05~25.80%之间，平均为12.57%。
8b煤层：原煤水分在4.34~23.94%之间，平均10.95%；浮煤水分在5.71~24.17%之间，平均为12.97%。
8c煤层：原煤水分在2.56~19.00%之间，平均9.69%；浮煤水分在4.60~28.50%之间，平均为12.08%。
10a煤层：原煤水分在4.29~14.93%之间，平均8.58%；浮煤水分在6.55~17.24%之间，平均为11.05%。
10b煤层：原煤水分在2.91~17.84%之间，平均9.65%；浮煤水分在6.13~22.41%之间，平均为11.89%。
10c煤层：原煤水分在3.30~17.13%之间，平均8.84%。浮煤水分在5.05~19.12%之间，平均为11.39%。
（2）灰分（Ad）
①一井田勘探区煤层灰分
4煤层灰分在13.57~31.15%之间，平均19.78%；6煤层灰分在12.98~26.53%之间，平均19.71%；8b煤层灰分在12.68~33.67%之间，平均19.86%；10b煤层灰分在9.64~31.92%之间，平均20.69%；10c煤层灰分在9.37~32.27%之间，平均23.01%。所有煤层均为中
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灰煤（MA）。
②二井田勘探区煤层灰分
本区各可采煤层以特低灰-低灰煤为主，有部分中灰煤，少量中高灰煤，只有一个点为高灰煤。各可采煤层的灰分情况分述如下（成果统计数据已将各煤层高灰点剔除）：
2煤层：原煤灰分4.85~38.52%，平均12.62%；浮煤灰分4.75~15.14%，平均7.94%，属特低灰煤-低灰煤（SLA-LA）。
3煤层：原煤灰分5.91~24.57%，平均12.56%；浮煤灰分4.67~12.46%，平均8.27%，属低灰煤（LA）。
6煤层：原煤灰分7.37~31.46%，平均17.75%；浮煤灰分4.51~16.77%，平均9.54%，属低灰煤（LA）。
8b煤层：原煤灰分6.63~29.79%，平均12.62%；浮煤灰分6.13~16.77%，平均8.94%，属于低灰煤（LA）。
8c煤层：原煤灰分4.58~37.67%，平均12.72%；浮煤灰分3.73~16.76%，平均8.72%。
10a煤层：原煤灰分11.17~38.68%，平均21.41%；浮煤灰分4.52~17.72%，平均10.97%，属于低灰-中灰煤（LA-MA。
10b煤层：原煤灰分9.46~34.24%，平均18.55%；浮煤灰分6.01~15.78%，平均10.14%，属于低灰煤（LA）。
10c煤层：原煤灰分10.22~38.71%，平均20.83%；浮煤灰分6.26~24.13%，平均10.85%，属于低灰煤（LA）。
（3）挥发分（Vdaf）
①一井田勘探区煤层浮煤挥发分
4煤层挥发分在45.07~48.70%之间，平均46.23%；6煤层挥发分在44.60~46.87%之间，平均45.76%；8b煤层挥发分在43.23~47.56%之间，平均45.48%；10b煤层挥发分在40.76~47.95%之间，平均44.15%；10c煤层挥发分在41.69~47.22%之间，平均44.49%。
各煤层均为高挥发分煤（HV）。
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②二井田勘探区煤层挥发分
各可采煤层原煤挥发分平均值在45.02~48.68%之间，浮煤挥发分平均值在42.79~48.04%之间，均属高挥发分煤（HV）。
2煤层：原煤挥发分在40.66~60.64%之间，平均47.72%，浮煤挥发分在40.84~64.37%，平均47.25%。
3煤层：原煤挥发分在41.84~63.58%之间，平均48.64%，浮煤挥发分在42.18~65.38%，平均48.06%。
4煤层：原煤挥发分在40.63~56.70%之间，平均47.38%，浮煤挥发分在41.60~59.21%，平均46.77%。
6煤层：原煤挥发分在39.52~60.23%之间，平均48.68%，浮煤挥发分在39.52~64.93%，平均46.78%。
8b煤层：原煤挥发分在38.79~64.93%之间，平均44.96%，浮煤挥发分在37.44~53.11%，平均44.54%。
8c煤层：原煤挥发分在40.08~51.23%之间，平均45.08%，浮煤挥发分在38.85~57.01%，平均45.07%。
10a煤层：原煤挥发分在40.30~56.98%之间，平均46.45%，浮煤挥发分在40.11~56.21%，平均44.04%。
10b煤层：原煤挥发分在41.96~50.08%之间，平均45.31%，浮煤挥发分在38.89~47.78%，平均42.79%。
10c煤层：原煤挥发分在42.53~52.22%之间，平均45.58%，浮煤挥发分在40.09~49.39%，平均43.17%。
2．有害元素
（1）硫（S）
td
①一井田勘探区煤层硫含量
4煤层硫含量在0.32~0.94%之间，平均0.57%；6煤层硫含量在0.38~1.07%之间，平均0.60%；8b煤层硫含量在0.40~1.12%之间，平均0.75%；10b煤层硫含量在0.44~1.60%
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之间，平均1.01%；10c煤层硫含量在0.38~1.67%之间，平均0.82%；4、6、8b和 10c煤层为低硫煤(LS)，10b煤层为中硫煤(MS)。
②二井田勘探区煤层硫含量
各可采煤层中以特低硫煤和低硫煤为主，其次为中硫煤和中高硫煤。原煤全硫含量平均为0.33~1.01%，在平面上均变化不大，垂向上大磨拐河组与上部伊敏组相比有增高趋势。
2煤层：原煤全硫含量为0.08~2.12%，平均0.60%，该煤层在平面上有一定变化，特低硫~中硫煤均有，特低硫~低硫煤在区内东部及北部分布，中硫煤在北部地区零星分布，平均属低硫煤（LS）。
3煤层：原煤全硫含量为0.00~2.31%，平均0.57%，该煤层在平面上有一定变化，特低硫~中高硫煤均有，特低硫~低硫煤在全区大部分布，中硫煤只在北部及西南部地区零星分布，平均属低硫煤（LS）。
4煤层：原煤全硫含量为0.13~2.59%，平均0.45%，该煤层在平面上有一定变化，特低硫~中高硫煤均有，特低硫~低硫煤在全区大部分布，中高硫煤只有零星分布，平均属特低硫煤（SLS）。
6煤层：原煤全硫含量为0.06~1.06%，平均0.47%，该煤层特低硫~中硫煤均有，平均属特低硫煤（SLS）。
8b煤层：原煤全硫含量为0.10~1.14%，平均0.33%，特低硫~中硫煤均有，平均属特低硫煤（SLS），特低硫煤点数占总化验点数的90%。
8c煤层原：煤全硫含量为0.08~1.74%，平均0.39%，该煤层特低硫~中硫煤均有，平均属特低硫煤（SLS）。
10a煤层：原煤全硫含量为0.12~1.81%，平均0.87%，该煤层特低硫~中硫煤均有，平均属低硫煤（LS）。
10b煤层：原煤全硫含量为0.35~1.71%，平均0.87%，该煤层特低硫~中硫煤均有，平均属低硫煤（LS）。
10c煤层：原煤全硫含量为0.34~2.45%，平均1.01%，该煤层特低硫~中高硫煤均
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有，平均属中硫煤（MS）。
全区各煤层硫分以硫化物硫为主，其次是有机硫、硫铁矿硫，硫酸盐硫甚微。浮煤全硫较原煤均有不同程度的降低。
（2）磷（P）
d
①一井田勘探区煤层磷含量
4煤层磷含量在0.008~0.023%之间，平均0.015%；6煤层磷含量在0.008~0.014%之间，平均0.011%；8b煤层磷含量在0.007~0.054%之间，平均0.017%；8c煤层磷含量在0.007~0.041%之间，平均0.017%；10b煤层磷含量在0.006~0.022%之间，平均0.012%；
10c煤层磷含量在0.005~0.019%之间，平均0.012%。6、10c煤层为特低磷煤(SLP)，其余煤层均为低磷分煤(LP)。
②二井田勘探区煤层磷含量
区内各煤层磷含量较低，变化不大，磷含量在0~0.169%之间，平均值0.006~0.018%之间，属特低磷煤和低磷煤。
（3）砷（As）
.ad
①一井田勘探区煤层砷含量
4煤层砷含量为4×10-4%，6煤层砷含量为4×10-4%，8b煤层砷含量为5×10-4%， 10b煤层砷含量为5×10-4%，10c煤层砷含量为3×10-4%，除8b煤层为二级含砷煤(ⅡAs)外，其余煤层均为一级含砷煤(ⅠAs)，对食品工业用煤危害不大。
②二井田勘探区煤层砷含量
原煤砷含量平均在3-9μg/g以下，按《煤中砷含量分级》MT/T803-1999标准，属于一级~三级含砷煤，砷是有害元素，特别是酿酒和食品工业燃烧用煤要求砷的含量不得超过8µg/g，只有 10b是三级砷，其余煤层为一级～二级砷，所以使用前最好进行化验检查。
（4）氯（Cl）
d
①一井田勘探区煤层氯含量
4煤层氯含量在0.043~0.102%之间，平均0.082%；6煤层氯含量在0.044~0.010%之
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间，平均0.075%；8b煤层氯含量在0.040~0.125%之间，平均0.091%；10b煤层氯含量在0.043~0.112%之间，平均0.067%；10c煤层氯含量在0.036~0.100%之间，平均0.076%；
均为低氯煤（LC1）。
②二井田勘探区煤层氯含量
各煤层原煤氯含量平均值在0.038~0.049%之间，均属特低氯煤。
（三）煤的工艺性能
1．发热量（Q）
gr,d
（1）一井田勘探区煤层发热量
4煤层发热量在18.67~26.64MJ/kg之间，平均22.09MJ/kg； 6煤层发热量在20.43~24.40MJ/kg之间，平均22.47MJ/kg；8b煤层发热量在18.00~24.51MJ/kg之间，平均21.45MJ/kg；10b煤层发热量在18.49~25.72MJ/kg之间，平均22.24MJ/kg；10c煤层发热量在18.91~25.56MJ/kg之间，平均21.36MJ/kg。
各煤层均为高热值褐煤。
（2）二井田勘探区煤层发热量
区内各可采煤层原煤平均干燥基高位发热量较高，在22.37~24.68MJ/kg之间，为中—中高发热量煤。
2煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为16.75~27.87MJ/kg，平均24.35MJ/kg，为 gr,d
中低~中高发热量煤，平均为中高发热量煤；浮煤达到24.01~26.94MJ/kg，平均25.69MJ/kg，属中高发热量煤。
3煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为20.49~26.28MJ/kg，平均24.21MJ/kg，为 gr,d
中低~中高发热量煤，平均为中发热量煤；浮煤达到24.46~26.70MJ/kg，平均25.22MJ/kg，属中高发热量煤。
4煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为19.76~28.63MJ/kg，平均24.60MJ/kg，为 gr,d
中低~高发热量煤，平均为中高发热量煤；浮煤达到24.13~28.61MJ/kg，平均25.70MJ/kg，属中高发热量煤。
6煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为19.29~26.58MJ/kg，平均23.09MJ/kg，为 gr,d
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中低~中高发热量煤，平均为中发热量煤；浮煤达到23.71~27.70MJ/kg，平均25.71MJ/kg，属中高发热量煤。
8b煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为19.68~26.69MJ/kg，平均24.68MJ/kg，为 gr,d
中低~中高发热量煤，平均为中高发热量煤；浮煤达到24.59~27.88MJ/kg，平均25.89MJ/kg，属中高发热量煤。
8c煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为16.65~27.30MJ/kg，平均24.62MJ/kg，为 gr,d
低~高发热量煤，平均为中高发热量煤；浮煤达到23.60~27.12MJ/kg，平均25.78MJ/kg，属中高发热量煤。
10a煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为16.85~26.74MJ/kg，平均22.37MJ/kg， gr,d
为中低~中高发热量煤，平均为中发热量煤；浮煤达到24.80~27.99MJ/kg，平均26.09MJ/kg，属中高发热量煤。
10b煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为17.68~26.65MJ/kg，平均23.32MJ/kg， gr,d
为中低~中高发热量煤，平均为中发热量煤；浮煤达到23.93~28.50MJ/kg，平均26.46MJ/kg，属中高发热量煤。
10c煤层：原煤干燥基高位发热量（Q）为17.08~27.25MJ/kg，平均22.73MJ/kg， gr,d
为中低~高发热量煤，平均为中发热量煤；浮煤达到25.56~28.29MJ/kg，平均26.78MJ/kg，属中高发热量煤。
本次勘探区内煤层干燥基低位发热量（Q）都在 21.57MJ/kg以上，不存在单独 net.d
计算资源量的问题。
2．煤灰成分、灰熔融性
（1）一井田勘探区煤层灰成分、灰熔融性
本区煤灰成分以SiO为主，其次Al O和CaO，其余成分含量较低。
2 2 3
4煤层的 SiO含量在43.63~47.90%之间，平均45.17%，CaO含量在5.25~12.46%之 2
间，平均9.37%，Al O含量在18.94~42.25%之间，平均26.67%，Fe O含量在3.73~22.22% 2 3 2 3
之间，平均7.17%。
6煤层的 SiO含量在41.15~47.38%之间，平均45.03%，CaO含量在8.98~13.23%之 2
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间，平均10.91%，Al O含量在16.77~24.10%之间，平均21.19%，Fe O含量在3.43～4.50% 2 3 2 3
之间，平均4.01%。
8b煤层的SiO含量在33.46~50.67%之间，平均42.96%，CaO含量在8.09~14.26%之 2
间，平均11.93%，Al O含量在18.86~26.25%之间，平均22.25%，Fe O含量在2.94~9.04% 2 3 2 3
之间，平均5.53%。
10b煤层的 SiO含量在34.95~59.95%之间，平均47.45%，CaO含量在4.52~17.69% 2
之间，平均11.11%，Al O含量在16.77~19.97%之间，平均18.37%，Fe O含量在4.70~4.75% 2 3 2 3
之间，平均4.73%。
10c煤层的 SiO含量在31.55~51.73%之间，平均41.64%，CaO含量在8.96~16.10% 2
之间，平均12.53%，Al O含量在17.95~24.98%之间，平均21.47%，Fe O含量在2.87~3.93% 2 3 2 3
之间，平均3.40%。
各煤层的煤灰熔融性软化温度在1218~1289℃间，仅 10b煤层软化温度1218℃，为较低软化温度灰煤，其余煤层均为中等软化温度灰煤。
（2）二井田勘探区煤层灰成分、灰熔融性
区内各煤层煤灰成分平均含量为：SiO含量33.60~49.89%；Al O含量22.30~26.46%；
2 2 3
Fe O含量5.00~7.80%；CaO含量6.61~14.11%；MgO含量2.38~5.94%；SO含量4.33~10.43%；
2 3 3
TiO含量0.44~0.70%。
2
据行业标准煤灰软化温度（ST，℃）MT/T853.1—2000分级对区内煤层的灰熔融性进行分级，2、4、8b煤层为较低软化温度灰，其余各煤层均为中等软化温度灰，各煤层均有少量点为高软化温度灰。
3．热稳定性
（1）一井田勘探区煤层热稳定性
4煤层的热稳定性53.30%，属中等热稳定性煤。
（2）二井田勘探区煤层热稳定性
各煤层热稳定性较低，根据煤的热稳定性分级（MT/T560-2008）标准，区内可采煤层均为低热稳定性煤。
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4．煤对CO的反应性
2
各煤层对CO的反应性不是很强。
2
5．低温干馏
大磨拐河组10a煤层为含油煤；其余各煤层均为富油煤。
6．腐植酸
各煤层均为低腐植酸煤。
7．苯萃取物产率
各煤层均为低苯萃取物煤。
（四）煤的可选性
1．一井田勘探区煤炭可选性
当拟定灰分（Ad%）为10%时，本区煤为极难选；灰分（Ad%）为11%时，4号煤为中等可选，8b煤为极难选。灰分（Ad%）为12%时，本区为中等可选，灰分（Ad%）为13%时，4号煤为较难选，8b煤为中等可选。灰分（Ad%）为14%时，4号煤中等可选。上述简选样所拟定的灰分值为参考数据，具体根据用户需要的灰分值大小，再评定可选性等级。
2．二井田勘探区煤炭可选性
煤炭可选性评定，采用±0.1含量法。
2号煤层：当拟定洗后灰分（A%）在10.0%时为极难选，灰分（A%）在11.0%时 d d
达到易选，灰分（A%）在12.0%时为极难选。煤层属易选～极难选。
d
3号煤层：当拟定洗后灰分（A%）在14.0%时为较难选，灰分（A%）在15.0%时 d d
为中等可选，灰分（A%）在16.0%时为极难选。煤层属中等可选~极难选。
d
4号煤层：当拟定洗后灰分（A%）在9.0%时为极难选，灰分（A%）在10.0%时 d d
为较难选，灰分（A%）在11%-12.0%时为难选，灰分（A%）在13.0%时为中等可选。
d d
煤层属中等可选~极难选。
6号煤层：当拟定洗后灰分（Ad%）在10.0%～11.0%时为极难选，灰分（Ad%）在12.0%时为较难选，灰分（Ad%）在13.0%时为中等可选。煤层属中等可选~极难选。
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8b号煤层：当拟定洗后灰分（A%）在9.0%时为极难选，灰分（A%）在11.5%时 d d
为中等难选，灰分（A%）在14.5%时达到易选。煤层属易选~极难选。
d
10b号煤层：当拟定洗后灰分（A%）在15.0%-16.0%时为极难选，灰分（A%）在 d d
17.0%时为较难选，灰分（A%）在18.0%时达到中等可选。煤层属中等可选~极难选。
d
10c号煤层：当拟定洗后灰分（A%）在14.0%时为极难选，灰分（A%）在15.0% d d
时为难选，灰分（A%）在16.0%时为较难选。煤层属较难选～极难选。
d
当拟定灰分（A%）和洗选比重不同时，可选性差别较大，煤层在垂直方向及平 d
面上可选性等级均有一定变化，但规律不甚明显。上述简选样所拟定的灰分值为参考数据，具体根据用户需要的灰分值大小，再评定可选性等级。
（五）煤类
1．一井田勘探区煤类
煤类为褐煤一号—褐煤二号。
2．二井田勘探区煤类
煤类以褐煤二号（HM2）为主，有极少量长焰煤（CY）。
（六）煤的工业用途
1．一井田勘探区煤的工业用途
本区估算资源量的5个煤层，为中灰、低硫—中硫、特低磷—低磷、高热值褐煤。
对CO反应性也不好，简易可选性较差。
2
适合作为民用燃料、动力发电用煤及气化用煤。
2．二井田勘探区煤的工业用途
本区原煤属褐煤，具有特低灰~低灰、特低硫~低硫、特低磷~低磷、中~中高发热量、高挥发分、低热稳定性、煤灰软化温度低~中等等特征，属良好的动力用煤。主要作为电厂燃料用煤，同时适用于一般工业锅炉燃料及民用煤。
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六、水文地质条件
（一）一井田勘探区水文地质条件
本区主要勘查对象是伊敏组（Ky）含煤地层，煤层位于侵蚀基准面以下，地表 1
无露头，区内构造简单,断层稀少，地层近水平状产出,地层倾角一般1~4°。通过勘探区内4个水文地质孔及详查区9个水文地质孔的勘查结果，矿床充水主要以孔隙含水层充水为主，煤层裂隙充水次之，充水方式为煤层顶、底板间接充水，水文地质条件中等，水文地质类型属一类。
区内存在着两种类型地下水，即第四系粉、细砂孔隙潜水、下白垩系伊敏组孔隙水及基岩风化带裂隙水，两者均是本井田重点工作对象，由于伊敏组陆相沉积，岩性变化大，泥岩、粉砂岩及砂砾岩常以互层状态存在，按其岩性组合特征划分 7个含、隔水层组。
1．含水层
按其地质时代、岩性组合特征、埋藏条件划分四个含水岩组，分述如下：
（1）松散层（Q、N）冲积、风积层孔隙含水层
4
由于第三系胶结微弱,与第四系基本无区别，因此将第三系和第四系划分为同一孔隙含水层。该含水层全区普遍发育，厚度一般在18-40m，平均厚度28.3m，由南部向北、西北部逐渐变薄，岩性由粉、细砂组成，局部含薄层砾砂，砾石成份多以石英岩及玄武岩为主，一般砾径2~20cm，磨圆度不好，分选差。含水砂层直接祼露地表，故与大气降水关系密切。
据抽水资料及民井调查，单位涌水量0.028~0.075L/s.m，渗透系数0.125~1.73m/d，水质类型为HCO-Ca.Na或HCO·Cl-Na型水，矿化度0.244~2.276g/L，水位埋深1.3~4.9m， 3 3
年变幅0.5~1.20m，该含水层主要接受大气降水的补给，其迳流方向由东南向西北迳流，水力坡度I=0.0069，水力性质为潜水。
（2）伊敏组（Ky）孔隙承压含水层
1
该含水层组发育在白垩系（Ky）煤系地层当中，全区发育。是本区主要的充水 1
含水层。本次勘查共施工了3个水文地质孔进行了专门的控制，并利用详查区的抽水
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试验孔5个，其单位涌水量0.0045~0.448L/s.m。渗透系数0.028~1.424m/d，水质类型为Cl-Na·Ca或Cl·HCO -Na型水，总矿化度4.55~6.16g/L，水位埋深为3.10~14.54m。水力 3
性质承压水。又根据岩性的差异及富水性的不同，可划分上下两个含水层。
①伊敏组（K1y）上部孔隙承压含水层（第三系地层底板至4号煤层顶板含水层）该含水层自第三系地层底板至4号煤层顶板，岩性以胶结松散的细砂岩、粉砂岩为主，局部出现中粗砂岩薄层，一般厚度在5.00~36.00m，最大厚度68.50m，顶板埋藏深度45.00~120.00m，由南向北逐渐变薄并尖灭。据本区水9岩6、水11及详查区抽水试验资料，单位涌水量0.249~0.407L/s.m，渗透系数0.39~7.82m/d，水质类型为Cl-Na和Cl-Na·Ca型水，矿化度4.66~4.85g/L，水位埋深:3.10~24.15m，该含水层富水性相对较好，厚度变化较大，又是煤层的直接顶板，所以本次勘查对该层做了深入的分析和研究。从含水层发育情况上来看，在勘探区的东南部发育较厚，厚度约60m，北部较薄，甚至尖灭。该含水层在勘查区北部边缘处变薄尖灭，形成了一个东西向的隔水边界。
②伊敏组（Ky）下部孔隙承压含水层（4~8煤层及层间砂岩含水层）
1
该含水层位于 4号煤层顶板以下，8号煤层底板以上，岩性以煤层、中、细砂岩为主，局部含粗砂岩，泥质胶结，胶结程度一般，含水较丰富，一般厚度10~30m，最大厚度34.14m，顶板埋藏深度100.00~195.00m，由东南部向北、北西方向变薄。据本区水8岩5号孔抽水资料及详查区资料，单位涌水量0.0045~0.065L/s.m，渗透系数0.028~0.288m/d，水质为 Cl-Na型水，矿化度2.73~5.2g/L，水位埋深12.00~14.70m，水力性质承压水。
上述两含水层均为下白垩系孔隙承压含水层，又为煤系地层层间含水层，是将来矿井开采时的主要充水含水层。
通过以上抽水试验资料及岩性情况了解，伊敏组上部含水层（第三系地层底至 4号煤层顶板含水层）岩性以粉、细、中砂岩为主，泥质胶结，胶结松散，含水丰富，是煤系地层开采时的主要直接充水含水层。伊敏组下部含水层（4~8煤层及层间砂岩含水层），岩性是以煤层细、粉砂岩为主，泥质胶结，但胶结程度较好，含水较弱，可视为弱含水层。
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③伊敏组（Ky）底部砂砾岩段含水层
1
该含水层位于伊敏组煤系地层的底部，岩性主要为砾岩、凝灰质砂砾岩或风化的玄武岩为主，砂砾岩成岩较好，胶结程度较好，砾石砾径一般在2~10mm，次园状，玄武岩致密、坚硬、气孔状。砂砾岩的厚度一般在0.65~47.50m，玄武岩的厚度一般在 50m以上，砂砾岩局部缺失，玄武岩全区发育。由于在详查区本地层作过水文工作，本次勘探没有做具体工作。
据详查区水1、水3岩1号孔抽水试验资料，单位涌水量为0.002~0.077L/s.m，渗透系数：0.0052~0.17m/d，水力性质为承压水，水位埋深0~6.69m，水质为 Cl-Na型水，矿化度为3.2g/L。
根据以上资料可以看出，风化裂隙带的含水程度略有差异，水1号孔所在的位置含水较丰富，水3号孔周围含水程度较弱，从岩性上看，东部岩性比较致密，岩芯完整，含水较弱，西南部岩芯较破碎，玄武岩风化较强，含水较丰富，所以，此含水层对10号煤层的开采构成一定的威胁。属煤层底板充水含水层。
2．隔水层
井田区隔水层岩性主要为粘土、泥岩及泥质胶结的粉砂岩，按其上下层序和岩性划分三个隔水层组，分述如下：
（1）松散层（N、Q）隔水层
4
该隔水层在区内普遍发育，岩性主要以粘土为主，局部夹粉细砂薄层，粘性较大，塑性指数一般在20.4~29.7IP，天然湿度在14.37~36.8%，此隔水层主要发育在第四系含水层之下，全区发育比较稳定，一般厚度在15~36m左右，平均厚度27.23m，局部与煤系地层之间存在天窗。
由于它分布面积广泛，厚度大，阻碍着大气降水和地表水的渗透，切断了第四系含水层与下覆含煤地层的水力联系，是隔水性能极好的隔水层。
（2）伊敏组（Ky）顶部泥岩隔水层
1
该隔水层位于第三系底板之下，4号煤层之上。
该隔水层全区普遍发育，岩性以泥岩、泥质粉砂岩为主，泥质结构，具膨胀性，
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厚度为20.95-133m，最大厚度142.4m，在勘查区的北部埋藏较浅，南部埋藏较深，厚度渐厚。
由于隔水层与含水层相间分布，含水层呈透镜体状分布于勘探区，在一定程度上阻隔着上部含水层与煤系地层的水力联系，具有相对隔水作用。该隔水层在勘查区的南部边缘与下部大泥岩段隔水层重叠，形成了白垩系含水层的隔水边界。
3．断层导水性
井田仅有一条正断层，断层走向近南北向，断距21-29m，倾角45°。由于正断层受拉应力影响，断层的导水性一般较好。该断层勾通了伊敏组各含水层之间的水力联系，对矿床开采将有一定影响。
4．地表水体与地下水动态变化及含水层补给排泄条件
（1）地表水体与地下水动态变化规律
①咸湖（巴音查干湖）
井田区外只有面积6.5km2的巴音查干湖，水深平均0.5m，长年积水，其湖底为盐类矿床（即硭硝矿），在湖的深部淤泥之上为两层不稳定的硭硝矿层，该层为不透水层，平均厚度0.4m，平均埋藏深度2.85m，所以，该湖与第四系含水层的水力联系不大,底部的硭硝层起到了相对的隔水作用。
②地下水
详查勘查中对第四系地下水动态进行了系统观测，地下水年变幅最大为1.2m，第四系含水层水位变化幅度较大，而白垩系含水层水位年变幅最大1.00m，大气降水对该含水层也有一定的影响，但补给迟后时间较长（2～3个月）。
白垩系上部含水层水位年变幅最大1.00m，从水2、水4的水位动态变化看，大气降水对该含水层影响不大，只是在雨水后期4个月后略有补充。
（2）含水层的补给排泄条件
本区的含水层一共有四层，但各含水层都具有一定的独立性，因为除了个别地域缺失底部地层以外，区内构造简单，即基本上为倾角较缓的单斜构造，其他地区地层发育比较稳定，而且各含水层之间的隔水层普遍发育，其隔水层发育情况又比较稳定，
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所以各含水层之间的水力联系不大，具有极强的独立性。
①第四系孔隙水
大气降水是地下水的主要补给来源，地下水的动态特征与降水量变化基本一致。
第四系含水层与大气降水有着密切的水力联系，地下水的排泻主要以蒸发和人工取水为主。另外，在雨季时，在勘查区内的咸湖对第四系有一定的影响，但对下部的含水层影响不大，因为粘土隔水层切断了第四系与下部含水层的水力联系。
②白垩系孔隙水
该段含水层厚度大，共有两个含水层，水头高，水位差值小，水位埋藏较深，宏观可看作一个含水整体，它们之间或多或少存在一个相对稳定的隔水层，他们不受大气降水的影响。它与下部的风化裂隙带之间存在稳定厚层的隔水层，因此无任何水力联系。
③风化裂隙水
此含水层位于大泥岩段下面 10号煤层的底部，由于上部厚层泥岩段隔水层的存在与上覆含水层无水力联系。
5．水文地质类型
区内含、隔水层层数较多，岩石胶结程度属半胶结和胶结松散，地下水以孔隙水为主，除伊敏组（Ky）上部孔隙承压含水层（第三系地层底至4号煤层顶板含水层） 1
（q=0.249~0.407L/s.m）以外，其它含水层的单位涌水量多数小于0.1L/s.m，工程地质条件比较简单，各隔水层的岩石胶结较致密，隔水性能好。含水层之间又无水力联系（仅断层附近可能有水力联系），故本井田区水文地质类型确定为一类二型。
6．矿床充水因素
（1）矿床充水水源
①大气降水
大气降水为区域地下水主要补给水源，由于矿区范围内第四系地层与煤系地层间存在稳定隔水层，因此其水力联系微弱，但是随着矿床开采程度加深，采动影响到第四系含水层时，第四系地层水对矿井涌水量将有一定的影响。
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②煤系地层水
主要为伊敏组上部含水层及伊敏组下部含水层。伊敏组上部含水层，岩性由细、中、粗砂岩组成，胶结松散，距4号煤层较近，局部含水层发育在煤层顶部。据水位动态长期观测资料证实与大气降水联系微弱。故此含水层略受大气降水的影响，但影响极其微弱，从抽水资料可以看出，伊敏组上部含水层属承压水，水量较大，富水性较好，它是煤系地层的主要充水含水层。虽然4号煤层的上部有相对的隔水层，但局部较薄，所以，在4号煤层开采时有一定的影响，再由于4号煤层厚度较大，回采时要严格控制顶板冒落高度，避开煤层顶、底板含水层大面积裸露，这样矿井突水的可能性会较小，矿井涌水量的增加只能随着矿井开采面积的扩大而增加。
伊敏组下部含水层，据抽水资料显示，属承压水、水量相对较小，它发育在4号煤层与8号煤层之间，以煤层为主，其他岩性相对较细，而且胶结程度相对较好，与上部含水层有着微弱的水力联系，矿井开采时是直接充水的含水层。
风化裂隙含水层，全区普遍发育，岩性主要有砾岩、粗砂岩及裂隙发育的玄武岩组成，发育在9、10号煤层的底部，据抽水资料显示，东部水量较小，西部水量偏大，将来可能成为下部煤开采时的主要充水含水层。
（2）矿床充水通道
充水通道主要是下伊敏组上部含水层，它以粗砂岩、中砂岩、细砂岩为主，胶结程度差，岩石孔隙发育，富水性相对较强，对矿井形成自然充水通道。在开采条件下，地下水可能通过冒裂带涌进矿井，冒裂带成为矿井充水的主要通道。
另外，区内各阶段施工的钻孔共有 40个，这些钻孔绝大部分作了多层阶段和全层段的封闭，封闭质量良好，但也难免存在封闭质量问题，特别是详查阶段施工的水文钻孔，可留作矿区将来供水之用，由于水文地质孔未抽水层位（下部层位）没有进行钻孔封闭，人为的增强了各含水层的水力联系，地下水有可能从钻孔涌入矿井造成事故，应引起采矿部门重视。
7．供水水源
本次勘查未对供水水源进行专门性水文地质工作，现根据区域水文地质资料，对
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矿区供水提出如下意见。
（1）井田内的第四系含水层，虽然含水层含水较少，但从水质分析表上可以看出，各项指标均满足饮用水质的标准，PH值6.9~7.3，总硬度小于450，矿化度在0.244~0.301g/L，水质为HCO -Na型水，第四系含水层可选用大口径（2~4m）沉井的方 3
式取水。
（2）利用钻孔和井巷进行超前疏干
白垩系含水层普遍含水，且粉、细粒级岩石多处于松散状态，涌水溃沙将是矿井至关重要的水文及工程地质问题，因此用超前疏干的办法可以达到治水、用水、固沙三位一体的经济效益，但通过水文地质勘察，其水质为Cl-Na型水，硬度为0.604~2.058g/l，矿化度为4.55g/l，PH值7.1~7.9，其氯化物含量较高，一般都在893~1928mg/L，若做为饮用水源，需对该含水层中的水质进行化学处理。
（二）二井田勘探区水文地质条件
1．含水层
本区位于辉河左岸高平原区，高平原地势呈波状起伏，地面高程660~720m。本区地势最低处，地面高程662.42m，为当地最低侵蚀基准面，区内煤层底板最高标高为581.80m，煤层位于当地最低侵蚀基准面以下。根据本区勘探钻孔资，勘探区最低排泄基准面为白垩系下统煤系地层孔隙、裂隙承压含水层底板，最低高程140.26m。勘探区内主要可采煤层之上为白垩系下统煤系地层、新近系地层和第四系地层。根据钻孔揭露的地层岩性、埋藏条件和地下水赋存特征，将本区含水层分述如下：
（1）第四系孔隙潜水含水层
该含水层分布于整个勘探区內，该含水层为第四系全新统冲洪积及风成堆积的粉、细砂及局部砂砾组成，岩性松散，局部含薄层砾砂，砾石成份多以石英岩及玄武岩为主，一般砾径2~20cm，磨圆度不好，分选差。含水砂层直接祼露地表，故与大气降水关系密切。含水层分布厚度一般7.37~53.85m，平均22.40m，分布规律为南北两侧较厚，尤其东北角一带厚度较大，厚度一般30~50m，中部含水层厚度相对较薄，一般为10~20m。
根据详查阶段水 2号孔、水 6号孔抽水资料及民井资料，含水层单位涌水量：
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0.028~0.034L/s.m，渗透系数0.125~0.235m/d，水质类型为 HCO-Ca·Na或 HCO·Cl-Na 3 3
型水，矿化度0.244~2.276g/L，水位埋深1.3~4.9m，年变幅0.5~1.20m，该含水层主要接受大气降水的补给，其迳流方向由东南向西北迳流水力坡度I=0.0069，水力性质为潜水，属弱富水性含水层。
由于含水层富水性较弱，且为间接充水含水层，本次勘探未对该含水层进行抽水试验，据民井调查及简易抽水试验资料：含水层静止水位一般为1.08~13.81m，单位涌水量0.470~0.890L/s.m，水质类型为HCO·CL-Na·Mg型水，为中等富水性含水层；其 3
结果较详查抽水试验参数大。
（2）白垩系煤系地层孔隙、裂隙承压含水层
含水层主要赋存于白垩系伊敏组及大磨拐河组组煤系地层之中，为本煤田的矿床直接充水含水层。依据本区主要可采煤层将煤系含水层分成伊敏组煤系地层3煤上砂岩孔隙、裂隙承压含水层，伊敏组煤系地层3~4煤之间砂岩孔隙、裂隙承压含水层，伊敏组煤系地层4～8煤间砂岩孔隙、裂隙承压含水层，大磨拐河组煤系地层 10煤顶底板砂岩孔隙、裂隙承压含水层，大磨拐河组煤系地层底部砂砾岩孔隙裂隙承压含水层。现分别述如下：
①伊敏组煤系地层3煤上砂岩孔隙、裂隙承压含水层
该含水层分布于整个勘探区 3煤至新近系地层底板之间，为2、3煤层开采时的直接充水含水层，含水层主要由较为松软的细、中、粗砂岩组成，岩性组合总体上呈现由东向西细颗粒岩性逐渐增多趋势，岩石均为泥质胶结，由于含水层岩性变化较大且连续性差，导致含水层富水性不均，总体趋势由东向西随含水层岩性逐渐变细富水性相应减弱。2、3煤层直接顶板局部地段赋存有松散的中、细砂岩，对将来煤矿的开采会带来一定影响。含水层厚度一般1.39~94.75m，平均厚度45.30m，分布规律为由勘探区南北两侧含水层厚度较大，中部变薄，含水层在勘探区的西部尖灭。
依据 S6425及 S4813-1钻孔抽水试验成果，含水层水位埋深-1.20~11.04m，水位高程661.25~667.47m，单位涌水量0.166~0.609L/s.m，渗透系数0.610~0.954m/d，为中等富水性含水层，地下水化学类型为Cl·SO -Na型水，矿化度为4.03~10.86g/L。
4
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②伊敏组煤系地层3~4煤间砂岩孔隙、裂隙承压含水层
该含水层分布于整个勘探区4煤顶板至3煤底板之间，为本区4煤开采时的直接充水含水层，含水层主要由分布于4煤顶板较为松软的细、中、粗砂岩、砂砾岩及煤层组成，局部裂隙发育。含水层岩性组合总体上呈现由东向西粒径逐渐变细且泥质成分不断增多的趋势，岩性均为泥质胶结，由于含水层岩性变化较大且连续性差，导致含水层富水性不均，由东向西含水层富水性逐渐减弱。4煤层直接顶板局部地段赋存有松散的粗、中、细砂岩，对将来煤矿的开采会带来一定影响。含水层厚度一般9.48~90.26m，平均厚度45.68m，总体分布规律为勘查区中部走向 25线至走向 17线之间含水层较厚，向东西两侧含水层有逐渐变薄的趋势。
根据S6425-1、S3217及 S1613号钻孔对该含水层抽水试验，含水层厚度为18.58~24.27m，水位埋深-0.20~10.78m，水位高程664.01~673.87m，单位涌水量0.0049~0.274L/s.m，渗透系数0.023~1.135m/d，属弱至中等富水性含水层，地下水化学类型为Cl–Na·Mg和Cl-Na型水，矿化度1.86-7.21g/L。
③伊敏组煤系地层4～8煤间砂岩孔隙、裂隙承压含水层
含水层分布于8煤顶板至4煤底板之间，为勘查区开采8煤时的直接充水含水层。
含水层由较为松软的细、中、粗砂岩、砂砾岩及煤层组成，局部裂隙发育。含水层岩性组合上表现为由东向西粒径逐渐变细且泥质成分不断增多，岩性均为泥质胶结，该含水层埋藏较深，胶结程度较上部含水层增强，且与相对隔水层交叉分布，导水性及富水性均较弱，总体趋势由东向西含水层富水性逐渐减弱。8煤层直接顶板以泥岩为主，局部地段赋存有松散的粗、中、细砂岩，对将来煤矿的开采会带来一定影响。含水层厚度一般9.08~42.50m，平均厚度24.90m，总体分布规律为勘查区中部较厚，向东西两侧含水层厚度有逐渐变薄的趋势。
根据S4813、S4825、S6421钻孔对该含水层抽水试验，含水层厚度为16.72~36.80m，水位埋深-0.10~10.98m，水位高程658.52~666.26m，单位涌水量0.006~0.144L/s.m，渗透系数0.023~0.831m/d，可以看出该含水层富水性随抽水地段的不同差异明显，属弱至中等富水性含水层。地下水化学类型为 Cl-Na型水，矿化度2.53~4.37g/L，由于含水层导
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水性差、地下水流动缓慢、循环周期较长，致使该含水层矿化度较大。
④大磨拐河组煤系地层10煤顶底板砂岩孔隙、裂隙承压含水层
该含水岩组分布于倾向48勘探线以南、走向25勘探线以北大部分地区，为大磨拐河组煤层开采时的直接充水含水层。岩性以灰白色-灰色细、中、粗砂岩为主，凝灰质或泥质胶结，厚度一般为4.34~54.99m，平均厚度18.97m，含水层呈不均匀状分布。
S1617号孔抽水试验成果显示：单位涌水量q=0.0005L/s.m，渗透系数k=0.018m/d，水位标高为657.89m，为承压水，属于弱富水性含水层。地下水化学类型为Cl–Na型水，矿化度2.02g/L。
⑤白垩系大磨拐组煤系地层底部砂砾岩孔隙裂隙承压含水层
该含水层位于大磨拐组煤系地层的底部，岩性主要为砾岩、凝灰质砂砾岩或风化的玄武岩为主，砂砾岩成岩较好，胶结程度较好，砾石砾径一般在2~10mm，次园状，玄武岩致密、坚硬、气孔状。砂砾岩的厚度一般在0.65~47.50m，玄武岩的一般厚度在50m以上，砂砾岩局部缺失，玄武岩全区发育，在本区详查阶段水文地质勘探过程中，对该含水层进行了2段抽水试验。
根据详查水1、水 3号孔抽水试验资料，单位涌水量为0.002~0.077L/s.m，渗透系数：0.0052~0.17m/d，属弱富水性含水层，水力性质为承压水，水位埋深0.00~6.69m，水质类型为Cl-Na型水，矿化度为3.2g/L。
根据以上资料可以看出，风化裂隙带的含水程度略有差异，水1号孔所在的位置含水相对较强，水3号孔周围含水程度较弱，从岩性上看，东部岩性比较致密，岩芯完整，含水较弱，西南部岩芯较破碎，玄武岩风化较严重。
2．隔水层
勘探区内隔水层岩性主要为新近系粘土岩、泥岩、砂质泥岩，白垩系下统煤系地层中胶结良好的砂质泥岩、泥岩及泥质胶结的粉砂岩，按隔水层上下层序和岩性特征叙述如下：
（1）新近系红粘土岩隔水层
勘探区新近系地层全区发育，地层岩性主要为棕红色、红色粘土岩及泥岩组成，
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间夹不连续的粉、细、中、粗砂岩，岩性处于半胶结状及松软状。新近系中的红色粘土岩，岩性致密，可塑性强，隔水作用明显。
隔水层在整个勘探区内全区分布，分布规律为勘探区东南部较厚，向西北部有逐渐变薄的趋势。分布范围内隔水层厚度一般12.95~139.15m，平均厚度55.00m。隔水层分布广、厚度大，具有较好的隔水作用，阻碍着大气降水和地表水的渗透，切断了第四系含水层与下覆含煤地层的水力联系，是隔水性能极好的隔水层。
（2）白垩系煤系地层3煤上层间隔水层
该隔水层呈不均匀状分布于3煤上至新近系底板之间，全区普遍发育，泥质胶结，具膨胀性。隔水层岩性主要由泥岩、砂质泥岩组成，岩性致密，固结良好，岩芯呈柱状，隔水性能良好，钻孔见隔水层厚度为1.13~115.74m，平均厚度30.60m。该隔水层的分布规律为东南部较厚，向西南逐渐变薄并尖灭，在北部煤层接近露头部位隔水层变薄或缺失，失去隔水作用。
（3）白垩系煤系地层3煤至4煤间隔水层
沉积于3煤至4煤之间的泥岩、砂质泥岩及粉砂岩呈不均匀状分布，施工钻孔显示，该隔水层岩芯呈柱状，固结良好，岩性致密，为良好的隔水层。根据施工钻孔统计，隔水层厚度8.94~99.15m，平均42.75m，呈条带状分布，东南、西北两侧隔水层较厚，勘探区中部隔水层较薄，隔水层全区基本连续发育，有效的阻断4煤顶板砂岩含水层与其上部含水层发生水力联系。
（4）白垩系煤系地层4煤至8煤间隔水层
沉积于4煤至8煤之间的泥岩、砂质泥岩及粉砂岩隔水层呈不均匀状分布，岩芯呈柱状，固结良好，岩性致密，具有较强的隔水性能。根据施工钻孔统计，隔水层厚度14.75~75.79m，平均40.23m，，呈条带状分布，东南、西北两侧隔水层较厚，勘探区中部隔水层较薄，隔水层全区基本连续发育，有效的阻断8煤顶板砂岩含水层与其上部含水层发生水力联系。
（5）白垩系大磨拐组煤系地层层间泥岩隔水层
白垩系伊敏组下部沉积有大磨拐河组厚层状深灰色的泥岩，其为划分伊敏组与大
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磨拐河组的标志层，同时也是大磨拐河组煤层上部的隔水层，该隔水层岩性致密，固结良好，沉积稳定，为良好的隔水层。根据施工揭露该含水层钻孔统计，隔水层厚度114.95~176.00m，平均147.04m。
综上所述，本区内隔水层层数较多，岩性结构复杂，各隔水层的岩石胶结致密，固结良好具有较强的隔水性能。
3．断层导水性
通过钻探资料分析本区共组合 4条正断层，断层编号按从北到南分别为F1、F2、 F3及F4，均为正断层，控制程度为较可靠—可靠。依据邻区呼和诺尔详查钻探过程中 42-08号钻孔对断层破碎带的抽水试验资料，单位涌水量q=0.0147L/s.m，渗透系数k=0.164m/d，水位埋深7.610m，水位标高为659.51m，水化学类型为CL-Na·Ca型水，矿化度3.37g/L，为承压水，断层属弱导水性断层。
4．地下水补给、径流、排泄条件
（1）地表水体与地下水动态变化规律
①巴彦查干诺尔（咸湖）
巴彦查干诺尔位于井田范围的西北角，面积达7.45km2，湖面高程661.0m，集水面积219.0km2，为咸水湖，雨季湖内有积水，湖水最大深度0.3~0.5m，水质类型为Cl-Na型水，其湖底为盐类矿床（即硭硝矿），在湖的深部淤泥之上为两层不稳定的硭硝矿层，为不透水层，平均厚度0.4m，平均埋藏深度2.85m，所以，该湖与第四系含水层的水力联系不大,硭硝层起到了相对的隔水作用。
②地下水
井田详查勘查中对第四系地下水动态进行了系统观测,地下水年变幅最大为1.2m，第四系含水层水位变化幅度较大，含水层为粉细砂地表直接出露接受大气降水补给，地下水动态变化基本与大气降水同步。
井田详查勘查中对白垩系煤系含水层地下水动态进行了系统观测，从水2、水 4的水位动态变化看，水位年变幅最大1.00m，大气降水对该含水层影响不大，并且存在严重滞后现象，只是在雨水后期4个月后略有补充。
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（2）地下水补给
本区属中温带大陆性气候型，区内地下水的补给来源主要为大气降水的漫渗入补给及区外地下水径流的侧向补给。
大气降水通过粉细砂层，渗入补给第四系潜水地下水。地下水的动态特征与降水量变化基本一致。另外大气降水形成的地表径流，在径流途中也会部分入渗补给第四系潜水地下水。
白垩系下统煤系地层承压含水层在勘查区范围内，上部存在稳定的新近系粘土岩隔水层，基本阻断第四系潜水与下部含水层的水力联系，第四系潜水只在局部通过越流补给下部含水层。白垩系下统煤系地层承压含水层的主要补给源为区外含水层地下水径流的侧向补给。
（3）地下水径流
依据区内民井水位调查资料，勘查区内第四系潜水地下水流向为由东南向西北，煤系地层孔隙、裂隙承压含水层地下水径流方向与潜水地下水基本一致，径流方向为由东南向西北，并以地下径流的形式在北部流向下游。
（4）地下水排泄
本区第四系潜水地下水由东南向西北以地下径流方式排出区外，因此，地下水的排泄主要途径是以地下径流方式排泄，同时蒸发和人工取水为也是第四系潜水地下水排泄的方式；白垩系下统煤系承压含水层地下水排泄的主要途径是地下水径流，受地形和岩层产状制约，由东南向西北径流或沿层面和裂隙由上游向下游径流，直至以地下径流的方式向水压降低的方向排泄于区外。
综上所述，地下水的补给来源主要为大气降水的渗入补给及区外地下水径流补给。
区内第四系孔隙潜水为渗入补给~径流、蒸发排泄型；白垩系下统煤系地层孔隙、裂隙承压水为渗透、径流补给~径流排泄型。
5．水文地质类型
勘查区位于风积沙丘及高平原区，煤层位于当地最低侵蚀基准面之下。第四系孔隙潜水含水层岩性多为粉细砂，含水层一般厚7.37~53.85m，单位涌水量0.028~0.890L/s.m，
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属弱-中等富水性含水层，地下水主要靠大气降水的补给。白垩系下统煤系地层孔隙、裂隙承压含水层，岩性多为细、中砂岩，泥质胶结，单位涌水量0.0005～0.609L/s.m，属弱-中等富水性含水层。新近系粘土岩隔水层发育稳定，直接充水含水层与第四系潜水含水层水力联系不密切，未来井田开采时的直接充水含水层补给源不充足，主要疏干的地下水多为静储量，地下径流强度随着开采时间的延长逐渐降低。因此，勘查区水文地质类型应为Ⅰ-Ⅱ类二型，即以孔隙、裂隙充水含水层为主、水文地质条件中等的矿床。
6．矿床充水因素
（1）矿床充水水源
①大气降水
大气降水为本区地下水补给的主要来源，勘探区地形相对比较平坦，大气降水和春汛冰雪融水易于积聚，且地表径流差，大气降水垂直渗入第四系地层，再进一步越流补给煤系各含水层。
②白垩系下统煤系地层孔隙、裂隙承压水
本区内赋存主要可采煤层为3、4、8号煤层，为本区的主要开采煤层。各煤层之上为白垩系下统孔隙、裂隙承压含水层，为本勘探区矿床直接充水含水层。该含水层分布于全区各煤层之间，其含水层单位涌水量0.0049~0.609L/s.m，属弱~中等富水性含水层。当开采煤层时，顶板含水层的承压水将涌入矿井。
（2）矿床充水通道
①人为通道
区内施工的钻孔，按设计要求进行了封闭，并对个别钻孔进行透孔检查，封孔质量较好，但也难免存在封闭质量问题，特别是勘探区各阶段施工的水文地质钻孔，由于水文地质孔没有进行钻孔封闭，人为的增强了各含水层之间的水力联系，地下水有可能从钻孔涌入矿井造成事故，应引起采矿部门重视。
②裂隙
岩层的原生裂隙及采煤过程中因震动使地层原始应力状态改变，局部卸荷而产生
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应力集中，易形成大量裂隙。致使回采中白垩系砂岩承压水沿裂隙通道进入矿井。若采用壁式采煤，全面陷落法管理顶板，则形成的冒落、裂隙带是矿井充水的重要通道。
7．供水水源
本次勘查未对供水水源进行专门性水文地质工作，现根据区域水文地质资料，对矿区供水提出如下意见。
（1）井田内的第四系含水层，含水层静止水位一般为1.08~13.81m，年变幅0.5~1.20m，该含水层主要接受大气降水的补给，含水层单位涌水量0.028~0.890L/s.m，属弱至中等富水性含水层，水质类型为 HCO-Ca·Na或 HCO·Cl-Na型水，矿化度 3 3
0.244~2.276g/L，水力性质为潜水。第四系含水层可选用大口径（2~4m）沉井的方式取水。
（2）矿井疏干排水综合利用
勘探区水文地质条件中等，煤系含水层赋存有较丰富地下水资源，未来矿井开釆中，井下疏干排水量较大，所排出的地下水可做为工业用水加以利用。
七、工程地质条件及其它开采技术条件
1．工程地质条件
本区内地层呈层状产出，产状较为平缓，各煤层顶底板岩石力学性质差，岩石强度低，煤层直接顶板局部为松散砂岩及砂砾岩，存在工程地质问题；岩石质量指标 RQD值多在50~90%之间，岩石质量等级为中等-好的；岩石物理力学试验成果表明，顶底板围岩均属软岩类岩石。依据《煤矿床水文地质、工程地质及环境地质勘查评价标准》（MT/T1091-2008），煤层围岩的工程地质类型确定为：Ⅲ类Ⅲ型，即层状岩类，工程地质条件属复杂型矿床。
2．瓦斯
（1）井田一勘探区煤层瓦斯
各煤层瓦斯含量普遍较低，大致划分瓦斯带为二氧化碳~氮气带。瓦斯含量及成分见表3.2-5。
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表 3.2-5井田一勘探区煤层瓦斯成分及含量测定结果表
|||||||
|-|-|-|-|-|-|
|段号|瓦斯含量（ml/g）||自然成份（%）|||
||CH4|CO2|CH4|CO2|N2|
|4|0～0.040.01（8）|0.01～0.290.08（8）|0～8.071.84（8）|1.13～7.853.61（8）|90.79～97.9394.55（8）|
|6|0.01（1）|0.05（1）|3.93（1）|4.71（1）|91.35（1）|
|8b|0～0.010.01（6）|0.04～0.100.06（6）|0～1.770.80（6）|5.01～21.328.20（6）|90.35～95.4891.27（6）|
|10c|0.02（1）|0.02（1）|1.22（1）|2.35（1）|96.43（1）|

（2）井田二勘探区煤层瓦斯
伊敏组各煤层瓦斯含量普遍较低，煤层自然瓦斯成分以氮气为主。上部伊敏组煤系地层属氮气带，下部大磨拐河组煤系地层属于氮气~沼气带。瓦斯含量及成分见表3.2-6。
表 3.2-6井田二勘探区煤层瓦斯成分及含量测定结果表
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|段号|瓦斯含量（ml/g）|||自然成份（%）|||
||CH4|CO2|N2|CH4|CO2|N2|
|2|0.02（2）|0.02（2）|1.08～1.551.32（2）|1.56～2.131.85（2）|1.13～1.581.36（2）|96.29～97.3196.80（2）|
|3|0.01～0.020.02（3）|0.01～0.020.01（3）|0.63～0.800.73（3）|1.92～2.342.14（3）|1.44～1.621.52（3）|96.04～96.5896.34（3）|
|4|0.02～0.100.04（16）|0.01～0.290.05（16）|0.63～1.130.93（15）|1.69～8.893.72（16）|1.56～4.532.13（16）|89.01～96.3594.12（16）|
|8b|0.01～0.160.06（13）|0.01～0.040.02（13）|0.61～1.971.02（13）|1.63～11.905.13（13）|1.40～2.741.86（13）|86.05～96.3293.01（13）|
|8c|0.02（2）|0.02（2）|0.02～0.990.51（2）|2.43～2.442.44（2）|1.87～1.911.89（2）|95.65～95.7095.68（2）|
|10b|0.11～0.350.19（3）|0.02～0.040.03（3）|1.05～1.271.20（3）|8.03～29.2115.34（3）|1.69～1.961.84（3）|69.10～90.1182.82（3）|
|10c|0.17～0.270.22（2）|0.02～0.030.03（2）|1.01～1.771.39（2）|12.89～18.7018.70（2）|1.07～1.361.22（2）|79.94～86.0482.99（2）|

3．煤尘
各煤层均有爆炸危险性。
4．煤的自燃
各煤层自燃级为Ⅰ～Ⅲ级，为自燃~容易自燃煤。
5．地温
详查阶段8个测温钻孔中有6个钻孔的地热增温率大于3.0°C/100m，平均地热增
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温率为4.05°C/100m，为地热异常区，但本次勘探煤层埋藏较浅，最大埋深为477.08m，地温异常对煤层开采影响不大。
第三节煤炭资源/储量
一、详查报告估算的煤炭资源/储量
2006年12月，内蒙古自治区煤田地质局231勘探队完成勘查许可范围（63.22km2）的详查工作，编制完成《内蒙古自治区新巴尔虎左旗白音查干勘查区煤炭详查报告》， 2007年 8月，以国土资储备字〔2007〕277号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
经估算，本区共获煤炭总资源量为130131.2万吨。其中，控制的内蕴经济资源量（332）71791.2万吨，推断的内蕴经济资源量（333）43279.9万吨，预测的资源量（334）？ 15060.1万吨，控制的内蕴经济资源量（332）占总资源量的55.2%。各煤层资源量详见表3.3-1。
表 3.3-1煤层煤炭资源量统计表（详查）
|||||||
|-|-|-|-|-|-|
|煤层号|储量（万吨）||||备注|
||332|333|334?|332+333+334?||
|2|3594.5|2397.1|385.9|6377.5||
|3|5874.3|4366.0|718.5|10958.8||
|4|28667.8|10969.8|2142.6|41780.2||
|6|1494.6|4978.5||6473.1||
|8b|30288.5|13424.8|10851.9|54565.2||
|8c|654.1|2058.8|414.3|3127.2||
|10a||1200.9|140.5|1341.4||
|10b|723.5|1805.2|275.9|2804.6||
|10c|494.0|2078.6|130.5|2703.1||
|合计|71791.3|43279.7|15060.1|130131.1||

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二、勘探报告估算的煤炭资源/储量
（一）一井田勘探区煤炭资源/储量
2007年 11月，内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队完成勘查许可范围西部区域（7.46km2）的勘探工作，编制完成《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》，2008年 7月，以国土资储备字〔2008〕134号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
本区共获煤炭资源储量 15021万吨。其中，探明的内蕴经济资源量（331）6253万吨，控制的内蕴经济资源量（332）2797万吨，推断的内蕴经济资源量（333）5971万吨。
（二）二井田勘探区煤炭资源/储量
2012年 8月，内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队完成勘查许可范围剩余区域（55.76km2）的勘探工作，编制完成《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告》，2013年 5月，以国土资储备字〔2013〕113号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
本次共获得煤炭资源储量129577万吨。其中，探明的内蕴经济资源量（331）33492万吨，控制的内蕴经济资源量（332）70137万吨，推断的内蕴经济资源量（333）25948万吨。
（三）勘探区煤炭资源/储量合计
对一井田勘探区和二井田勘探区煤炭资源/储量进行合计，共获得煤炭资源储量 144598万吨。其中，探明的内蕴经济资源量（331）39745万吨，控制的内蕴经济资源量（332）72934万吨，推断的内蕴经济资源量（333）31919万吨，详见表3.3-2。
表 3.3-2煤层煤炭资源量统计表（勘探）
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|一井田勘探区|||二井田勘探区||勘探区合计||
|煤层编号|资源储量类型|资源储量（万吨）|资源储量类型|资源量（万吨）|资源储量类型|资源储量（万吨）|
|2|||331|1801|331|1801|
||||332|3063|332|3063|

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表 3.3-2煤层煤炭资源量统计表（勘探）
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|一井田勘探区|||二井田勘探区||勘探区合计||
|煤层编号|资源储量类型|资源储量（万吨）|资源储量类型|资源量（万吨）|资源储量类型|资源储量（万吨）|
||||333|2208|333|2208|
||||小计|7072|小计|7072|
|3|||331|2705|331|2705|
||||332|8911|332|8911|
||||333|1068|333|1068|
||||小计|12684|小计|12684|
|4|331|2248|331|12111|331|14359|
||332|1203|332|25843|332|27046|
||333|2001|333|5735|333|7736|
||小计|5452|小计|43689|小计|49141|
|6|331|265|||331|265|
||332|410|332|3021|332|3431|
||333|874|333|1102|333|1976|
||小计|1549|小计|4123|小计|5672|
|8b|331|3740|331|13143|331|16883|
||332|1184|332|26983|332|28167|
||333|1984|333|8888|333|10872|
||小计|6908|小计|49014|小计|55922|
|8c|||331|1731|331|1731|
||||332|470|332|470|
||||333|1875|333|1875|
||||小计|4076|小计|4076|
|10a||||||0|
||||332|450|332|450|
||||333|1040|333|1040|
||||小计|1490|小计|1490|
|10b|331|0|331|1497|331|1497|
||332|0|332|1396|332|1396|
||333|418|333|1995|333|2413|
||小计|418|小计|4888|小计|5306|

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表 3.3-2煤层煤炭资源量统计表（勘探）
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|一井田勘探区|||二井田勘探区||勘探区合计||
|煤层编号|资源储量类型|资源储量（万吨）|资源储量类型|资源量（万吨）|资源储量类型|资源储量（万吨）|
|10c|331|0|331|504|331|504|
||332|0||||0|
||333|694|333|2037|333|2731|
||小计|694|小计|2541|小计|3235|
|合计|331|6253|331|33492|331|39745|
||332|2797|332|70137|332|72934|
||333|5971|333|25948|333|31919|
||总计|15021|总计|129577|总计|144598|

第四节对地质勘探报告的评述
2006年12月，内蒙古自治区煤田地质局231勘探队完成勘查许可范围（63.22km2）的详查工作，编制完成《内蒙古自治区新巴尔虎左旗白音查干勘查区煤炭详查报告》， 2007年 8月，以国土资储备字〔2007〕277号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
2007年 11月，内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队完成勘查许可范围西部区域（7.46km2）的勘探工作，编制完成《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》，2008年 7月，以国土资储备字〔2008〕134号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
2012年 8月，内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队完成勘查许可范围剩余区域（55.76km2）的勘探工作，编制完成《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告》，2013年 5月，以国土资储备字〔2013〕113号文取得该报告的矿产资源储量评审备案证明。
本开发利用方案编制依据的地质资料为内蒙古自治区煤田地质局231勘探队2007
年 11月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》以
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及 2012年 8月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告》。
一、成果
（一）一井田煤炭勘探报告取得的成果
内蒙古自治区煤田地质局 231勘探队 2007年 11月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》取得以下成果：
1．详细查明了勘查区内的地层层序和时代，对含煤地层进行了详细的划分。
2．详细查明勘查区构造形态，总体上为一走向北东至北北东、倾向南东的单斜构造，局部地段有波状起伏（次级背、向斜），断层稀少，地层倾角平缓，区内的构造复杂程度为简单构造。
3．详细查明可采煤层层位、层数、厚度和可采范围，基本确定了可采煤层的连续性，已施工的钻孔中未发现侵入体对煤层造成破坏，主要可采煤层 4和 8b煤层为全区可采的稳定—较稳定煤层，煤层对比可靠。
4．详细查明可采煤层煤质特征和工艺性能，确定可采煤层煤类为褐煤，可作为动力发电用煤和民用煤。
5．详细查明井田水文地质条件，评价矿井充水因素，预算先期开采地段涌水量。
6．根据本区构造复杂程度和煤层稳定类型，确定为一类二型正确。钻探采用500×500m的工程间距圈定4、6及8b煤层探明的内蕴经济资源量（331），以1000×1000m的工程间距圈定控制的内蕴经济资源量（332），以2000×2000m的工程间距圈定推断的内蕴经济资源量（333），达到了规范要求。资源量估算的工业指标采用现行一般工业指标符合要求，块段划分合理，各项参数选择正确，资源储量估算结果可靠。
本区共获煤炭资源储量为 15021万吨。其中探明的内蕴经济资源量（331）6253万吨，控制的内蕴经济资源量（332）2797万吨，推断的内蕴经济资源量（333）5971万吨。先期开采地段资源储量8089万吨，其中探明的内蕴经济资源量（331）4670万吨，控制的内蕴经济资源储量（332）1014万吨，推断内蕴经济资源量（333）2405万
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吨。探明的和控制的资源储量占本地段资源储量的70%，探明的资源储量占本地段资源储量的58%，满足《煤、泥炭地质勘查规范》及设计要求。
7．对矿区的经济意义进行了概略研究，做了相应的投资机会评价。
（二）二井田煤炭勘探报告取得的成果
内蒙古自治区煤田地质局231勘探队2012年8月编制的《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告》取得以下成果：
1．报告所提供的资料翔实可靠，可作为行业管理部门及矿井设计的地质依据。
2．对区内的构造形态已经查明，地层总体为走向北北东、倾向南东、倾角1~4°的一单斜构造，地层呈近水平状产出，局部发育有一些宽缓的波状起伏无岩浆岩侵入，构造复杂程度属于简单类型。
3．通过钻探工程发现区内落差等于或大于 10m的断层有 4条，对区内尤其是先期开采地段主要可采煤层等高距为20m的煤层底板等高线已经控制。
4．详细查明了含煤地层伊敏组和大磨拐河组的地层厚度及含煤性。查明了可采煤层的层数、层位、厚度、结构和可采范围。
5．详细查明了可采煤层的煤质特征及其变化情况，确定了区内煤层为特低灰~低灰、中~中高发热量煤。煤类为褐煤，确定了煤的工业利用方向为动力用煤和民用煤。
6、查明了区内含水层的岩性、厚度、埋藏条件、水质、富水性，预算了先期开采地段矿井涌水量。正常涌水量588m3/h，最大涌水量1181m3/h。
7．基本查明了区内水文地质类型为Ⅰ-Ⅱ类二型，即以孔隙、裂隙充水含水层为主、水文地质条件中等偏简单型的矿床。
8．查明了煤层顶底板围岩以软岩类为主，稳定性差，煤层围岩的工程地质类型确定为Ⅲ类Ⅲ型，工程地质条件属复杂型矿床。
9．查明了区内目前条件下，地质环境质量为良好，属环境地质简单的矿床。
10．详细查明了区内主要可采煤层顶底板的工程地质特征，查明了区内瓦斯含量低，属氮气带、氮气沼气带，主要可采煤层为易自燃煤，煤尘有爆炸的危险性，存在地温异常。
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11．基本查明了有益矿产锗、镓、钒等稀散元素含量，均未达到工业利用品位。
12．勘查类型确定为一类二型基本合适，以500×500m的基本工程线距圈定探明的资源储量，采用1000×1000m的基本工程线距圈定控制的资源储量，采用2000×2000m基本工程线距圈定推断的资源量，符合规范要求。
13．估算了勘探区内各可采煤层探明的、控制的、推断的资源储量，截止 2011年 8月 31日，白音查干二井田勘查工作区内共查明煤炭总资源储量 129577万吨；其中：
探明的内蕴经济资源量（331）33492万吨；
控制的内蕴经济资源量（332）70137万吨；
推断的内蕴经济资源量（333）25948万吨。
白音查干二井田先期开采地段煤炭总资源储量35131万吨，其中：
探明的内蕴经济资源量（331）29173万吨；
控制的内蕴经济资源量（332）2127万吨；
推断的内蕴经济资源量（333）3831万吨。
二、问题及建议
1．两个勘探报告中的煤层厚度、煤层视密度、煤质、煤层底板等高线、煤层可采范围及咸湖面积等数据存在偏差，需统一。
2．煤层发热量数据可能存在偏差，需进一步测试核实。
3．主要可采（稳定-较稳定）和局部可采（较稳定-不稳定）厚煤区的勘探网度要求和本勘查区的钻探网度值需进一步核实。
4．由于三软高水围岩巷道和工作面维护需要留底留顶煤，故除4、8b煤等厚煤区外，其它煤层厚度偏薄，与上部可采煤层间距大的 10煤组等经济可采性偏低，导致矿井经济可采储量将进一步降低。
5．以上问题，建议建设单位委托勘探报告编制单位对两个勘探报告进行整合修订，为后续工作的开展提供可靠依据。
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第四章 主要建设方案的确定
第一节井田境界
2005年，内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司首次取得了由内蒙古自治区国土资源厅颁发的勘查许可证。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭资源普查；勘查许可证号：1507000510061；勘查面积：63.02km2；有效期限：2005年7月27日至2006年7月27日。
2006年，经国土资源部审批，进行第一次矿权延续。勘查许可证号：0100000630208；
勘查面积：63.02km2；有效期限：2006年9月16日至2008年7月27日。
2008年，经国土资源部审批，进行第二次矿权延续。勘查许可证号：T01520080901015663；勘查面积：63.22km2（系统升级，面积升至63.22km2，面积增加0.20km2），有效期限：2008年7月27日至2010年7月27日。
2010年，经国土资源部审批，进行第三次矿权延续。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭资源详查；勘查许可证号：T01520080901015663；
勘查面积：63.22km2；有效期限2010年7月27日至2012年7月27日。
2012年，经国土资源部审批，进行第四次矿权延续。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭勘探；勘查许可证号：T01520080901015663；
勘查面积：63.22km2；有效期限2012年7月27日至2014年7月27日。
2014年至2016年，经国土资源部审批，又进行了两次矿权延续。
2018年，经自然资源部审批，进行第七次矿权延续。勘查项目名称：内蒙古呼伦贝尔市新巴尔虎左旗白音查干煤矿煤炭勘探（保留）；勘查许可证号：T01520080901015663；勘查面积：63.22km2；有效期限 2018年7月27日至2020年7月27日。
勘查许可范围为探矿权范围，由6个拐点圈定（见表4.1-1），其东西长约10km，
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南北宽约6.3km，面积63.22km2。
表 4.11勘查范围拐点坐标表（3°带）
||||
|-|-|-|
|点号|X坐标|Y坐标|
|1|5363667|40412994|
|2|5357180|40412895|
|3|5357346|40402712|
|4|5361979|40402781|
|5|5361953|40404325|
|6|5363806|40404356|

本区的地貌条件和地质构造条件，没有明显的制约井田划分的因素，因此井田划分主要按照下述原则：
1．一井田勘探区范围很小，可采储量少，一井田勘探区范围也不大，两区基本为一独立煤层赋存区、赋存煤层范围及其可采区域分布特点突出，资源量和经济可采量不大，适宜全部划作一个井田。
2．勘探区内主要以中厚煤层和厚煤层为主，如按中厚煤层的采高2.0~3.5m，工作面单产2.00~4.00Mt/a，每个矿最多按 2个回采工作面配置，各矿井最大生产能力范围应为4.00~8.00Mt/a。如按厚煤层 3.5m以上，则各矿井最大生产能力范围应为5.00~10.00Mt/a，因此，划分的井田尺寸、储量应与单井4.00~10.00Mt/a的生产能力相适应。
3．井田的划分，要尊重历史，充分而又慎重地对待市场经济带来的探矿权问题。
在没有明显的自然因素和技术因素制约的情况下，兼顾企业的投资利益，尽可能实现井田划分方案与探矿权范围相适应。
4．结合国内外高产高效矿区的建设经验，井田划分按照“高起点、高标准、现代化、大规模、新机制、促转化、重环保”的指导思想，以划分大型井田为主，以保证大型现代化矿井有足够的井田面积和资源/储量支撑，使之适应煤炭行业未来发展的趋势，给矿井改扩建加大开发强度提供较大空间。
5．减少一个井田，可减少一个工业场地，减少一个污染源，有利于环保。
综合以上因素，设计推荐勘探区划分为1个井田，井田境界与探矿权范围（勘查
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许可范围）一致，由6个拐点圈定，井田面积63.22km2。
第二节资源/储量
一、地质资源量
通过对《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区一井田煤炭勘探报告》和《内蒙古自治区呼和诺尔煤田白音查干矿区二井田煤炭勘探报告》中估算的煤炭资源/储量进行合计，共获得煤炭资源储量 144598万吨。其中，探明的内蕴经济资源量（331） 39745万吨，控制的内蕴经济资源量（332）72934万吨，推断的内蕴经济资源量（333） 31919万吨。
二、工业资源/储量
将井田内探明的内蕴经济资源量（331）和控制的内蕴经济资源量（332）作为经济的基础储量 121b和122b，将推断的内蕴经济资源量（333）按 0.8倍可信度系数计入工业资源/储量。
经计算，矿井工业资源/储量为138214.20万吨。
三、设计可采储量
（一）矿井设计资源/储量
矿井设计资源/储量=工业资源/储量—永久煤柱损失
永久煤柱包括井田境界、断层等保护煤柱。
永久煤柱损失合计 3562.15万吨。其中：井田境界煤柱 1201.22万吨，断层煤柱 2360.94万吨。
经计算，矿井设计资源/储量为134652.05万吨。
（二）矿井设计可采储量
矿井设计可采储量=（矿井设计储量—井巷保护煤柱损失）×盘区回采率
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井巷保护煤柱损失合计 8022.61万吨，其中井筒及工业场地保护煤柱损失 1892.08万吨，大巷煤柱损失6130.54万吨。
矿井盘区回采率按80%计。
经计算，矿井设计可采储量为101303.55万吨。
矿井设计可采储量见表4.2-2。
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表 4.2-2矿井设计可采储量汇总表单位：万吨
|||||||||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|
|煤层编号|资源/储量|地质资源量|工业资源/储量|永久煤柱损失|||设计资源/储量|保护煤柱|||设计可采储量|可信度系数|盘区回采率（%）|
|||||井田边界保护煤柱|断层煤柱|小计||井筒及工业场地煤柱|大巷煤柱|小计||||
|2|331|1801|6630.40|62.72|20.38|83.11|6547.29|86.81||86.81|5168.39|0.80|80%|
||332|3063||||||||||||
||333|2208||||||||||||
||小计|7072||||||||||||
|3|331|2705|12470.40|141.58|91.79|233.37|12237.03|58.58|623.80|682.38|9243.73|0.80|80%|
||332|8911||||||||||||
||333|1068||||||||||||
||小计|12684||||||||||||
|4|331|14359|47593.80|412.99|990.95|1403.93|46189.87|784.37|2946.54|3730.91|33967.16|0.80|80%|
||332|27046||||||||||||
||333|7736||||||||||||
||小计|49141||||||||||||
|6|331|265|5276.80|99.75|138.93|238.68|5038.12||||4030.50|0.80|80%|
||332|3431||||||||||||
||333|1976||||||||||||
||小计|5672||||||||||||
|8b|331|16883|53747.60|452.77|1044.78|1497.55|52250.05|930.81|2270.54|3201.36|39238.95|0.80|80%|
||332|28167||||||||||||
||333|10872||||||||||||
||小计|55922||||||||||||
|8c|331|1731|3701.00|21.06|74.11|95.17|3605.83||91.23|91.23|2811.67|0.80|80%|

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表 4.2-2矿井设计可采储量汇总表单位：万吨
|||||||||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|-|
|煤层编号|资源/储量|地质资源量|工业资源/储量|永久煤柱损失|||设计资源/储量|保护煤柱|||设计可采储量|可信度系数|盘区回采率（%）|
|||||井田边界保护煤柱|断层煤柱|小计||井筒及工业场地煤柱|大巷煤柱|小计||||
||332|470||||||||||||
||333|1875||||||||||||
||小计|4076||||||||||||
|10a||0|1282.00|1.80||1.80|1280.20||||1024.16|0.80|80%|
||332|450||||||||||||
||333|1040||||||||||||
||小计|1490||||||||||||
|10b|331|1497|4823.40|6.60||6.60|4816.80||||3853.44|0.80|80%|
||332|1396||||||||||||
||333|2413||||||||||||
||小计|5306||||||||||||
|10c|331|504|2688.80|1.94||1.94|2686.86|31.50|198.42|229.92|1965.55|0.80|80%|
|||0||||||||||||
||333|2731||||||||||||
||小计|3235||||||||||||
|总计|331|39745|138214.20|1201.22|2360.94|3562.15|134652.05|1892.08|6130.54|8022.61|101303.55|||
||332|72934||||||||||||
||333|31919||||||||||||
||合计|144598||||||||||||

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四、保护煤柱
1．井田境界及盘区边界煤柱
井田境界煤柱宽度为20m，盘区边界煤柱每侧留设10m。
2．大巷煤柱
大巷间距为50m，两侧护巷煤柱各留设50m（按巷道中心线计）。
3．井筒及工业场地煤柱
井筒及工业场地煤柱计算岩层移动角按65°，第四系表土段按45°计算，围护带宽度取15m。
4．断层煤柱
断层每侧各留设30m的煤柱。
第三节建设规模
一、矿井工作制度
矿井设计年工作日330d，每天提煤时间18h，每年工作制度地面为“三八”制，井下为“四六”制。
二、矿井建设规模
（一）确定矿井设计生产能力的主要原则
1．以经济效益为中心，立足资源条件和近期市场，考虑长远的发展。
2．客观地对煤层赋存条件、煤层开采技术条件、资源量等进行分析研究，确定合理的工作面生产能力，实现合理集中生产。
3．充分考虑矿井外部运输条件和其他市场的需求能力。
4．充分考虑到现有技术水平和科技进步，经多方案技术经济比较及投入产出的
评价，以最佳整体效益为目的，对设计生产能力进行科学决策。
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5．矿井的生产能力要与井田资源储量相匹配。
（二）矿井设计生产能力的确定
本井田储量丰富，初期主要可采煤层赋存较稳定、厚度较大、倾角平缓、构造简单，开采条件优越，本设计提出了5.00Mt/a、8.00Mt/a和 10.0Mt/a三个井型方案，经分析比较论证，设计推荐矿井年生产能力8.0Mt/a。其主要理由如下：
1．井田地质构造方面分析
总体上为一走向北东至北北东、倾向南东的单斜构造，断层稀少，地层呈近水平状产出，地层倾角一般为1~5°，个别地段可达到7~9°。井田地质构造复杂程度为简单类，适合综合机械化开采，适合建设大型现代化矿井。
2．开采技术条件方面分析
本矿井为低瓦斯矿井、各煤层没有煤与瓦斯突出危险性、各可采煤层及顶底板没有冲击危险性，但存在煤层顶底板为软岩、煤层自自燃发火等不利因素，但是总体来看井田的开采技术条件较好。对于软岩对工作面生产的影响，从近几年邻近的大雁矿区、伊敏河东矿区已经生产的矿井来看，逐步掌握适应本井田软岩支护方式以及采煤工作面布置方式、生产管理经验等，综采工作面单产逐年提高。
3．各煤层工作面生产能力分析
本井田主要以中厚煤层和厚煤层为主，其中主采的 4号煤层及 8b号煤层为厚煤层，其设计可采储量占总设计可采储量的72%，采高大于3.5m，工作面单产可达到3.00~5.00Mt/a，其它煤层为中厚煤层，采高2.0~3.5m，工作面单产可达到2.00~3.00Mt/a。
按照国家政策，一个矿井同时生产的采煤工作面数量不能超过两个，本矿井若在厚煤层布置两个采煤工作面，矿井前期生产能力可达到6.00~10.00Mt/a，但后期生产能力会减至4.00~6.00Mt/a，不利于矿井均衡生产，因此矿井生产能力不宜设置过大。
4．矿井可采储量及服务年限方面分析
本矿井煤炭资源丰富，设计可采储量为 101303.55万吨，当矿井设计生产能力为 5.00Mt/a时，矿井服务年限为135.1a；当矿井设计生产能力为8.00Mt/a时，矿井服务年限为84.4a；当矿井设计生产能力为10.00Mt/a时，矿井服务年限为67.5a。
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设计生产能力为10.0Mt/a时，服务年限不满足《煤炭工业矿井设计规范》的规定，另外10.00Mt/a的褐煤软岩矿区特大型矿井可批性较差，近几年来，国家严格控制着特大型矿井的审批及核准，尤其对褐煤软岩矿区大型矿井的审批更加严格。
设计生产能力为5.0Mt/a时，服务年限为135.1a服务年限偏长。
5．从经济效益方面分析
本矿井岩性属于软岩类型。在建井过程中井筒全深冻结、井下巷道采用复合支护形式，矿井总投资较高，较高的矿井生产能力有利于实现规模效益。
综合比较三个矿井生产能力方案，并通过井田地质构造、开采技术条件、煤层工作面生产能力、矿井可采储量及服务年限、规模效益等方面分析，推荐矿井设计生产能力为8.00Mt/a。
三、矿井服务年限
T=Z/（A×K）=10303.55/（800×1.50）=84.4a
式中：
T—矿井服务年限，年；
Z—矿井设计可采储量，101303.55万吨；
K—储量备用系数，取1.50；
A—矿井设计生产能力，800万吨/年。
经计算，矿井服务年限为84.4年，符合《煤炭工业矿井设计规范》要求。
第四节井田开拓
一、井口及工业场地位置选择
矿井工业场地宜布置在井田中部，位于储量中心，矿井开拓和盘区接替方便，通风运输距离短，巷道工程量少，根据开拓部署，初选了两个位置，一个位于井田中央
F4断层西侧、F1断层南侧（2825钻孔附近，场地标高+690m），另一个位于井田中央
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偏西位置，F4断层西侧（2823钻孔附近，场地标高+690m），经开拓方案比较，确定将工业场地布置在井田中央偏西位置，F4断层西侧（2823钻孔附近，场地标高+690m）的位置。
二、井田开拓方式
（一）井田开拓方式
1．可采煤层赋存较深（平均埋藏深度400m），若矿井采用露天开采其经济合理剥采比远远大于10m3/t，宜采用井工开采。
2．可采煤层赋存较深（平均埋藏深度400m），且井田主要为胶结程度较差的软弱岩类，斜井施工难度较大，宜采用立井开拓。
目前在这种条件下，从技术、经济、工期等方面还没有比较可靠的斜井施工工艺。
同时考虑矿井可采煤层数量多、分布的深度范围大，为保证凿井施工工艺的可靠性，设计确定采用立井开拓方式。
（三）井田开拓方案
矿井煤层为容易自燃~自燃煤层，根据《煤矿安全规程》第一百四十七条规定“新建高瓦斯矿井、突出矿井、煤层容易自燃矿井及有热害的矿井应当采用分区式通风或者对角式通风；初期采用中央并列式通风的只能布置一个采区生产。”根据以上规定，结合矿井煤层赋存状况及开采条件，设计提出两个开拓方案：
方案一：中部工业场地+东部风井场地、立井开拓、两个开采水平方案
矿井采用立井开拓方式，工业场地布置在 F4断层西侧（2825钻孔附近，场地标高+690m）。矿井达到8.00Mt/a生产能力时，共布置有4个井筒，其中在矿井工业场地内布置3个井筒（主立井、副立井和中央回风立井），在工业场地东部 2.5km处的风井场地（2、3号煤层可采分界线位置）内布置1个井筒（东部回风立井），其中
主立井井筒净直径8.2m，垂深380m，装备2台塔式多绳摩擦轮提升机及2对 36t箕斗，承担矿井的煤炭提升任务。井筒内布置封闭式玻璃钢梯子间，敷设信号电缆。
副立井井筒净直径9.3m，垂深360m，装备2台塔式多绳摩擦轮提升机及1对900mm
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轨距、1.5t矿车双层双车罐笼和一个特制双层加宽罐笼带平衡锤，承担矿井的辅助提升任务，井筒内敷设 3趟排水管路、1趟消防洒水管和 1趟压风管以及动力、通信、信号电缆。
中央回风立井净直径7.0m，垂深330m，担负F4断层以西区域的回风任务，兼作紧急安全出口。
东部回风立井净直径7.0m，垂深290m，担负F4断层以东区域的回风任务，兼作紧急安全出口。
矿井分+420m和+360m两个开采水平布置大巷，主立井、副立井和中央回风立井井筒均施工至+360m水平。
一水平设置在 4号煤层，水平标高+420m，由+420m水平井底车场分别向东西两翼沿4号煤层各布置一组大巷开拓2、3、4号煤层。
二水平设置在8b号煤层，水平标高+360m，由+360m水平井底车场分别向东西两翼沿8b号煤层各布置一组大巷开拓6、8b、8c、10a、10b和10c号煤层。
井下大巷布置采用“三巷制”，设置有胶带大巷、轨道大巷和回风大巷，大巷间距50m。一水平大巷布置于4号煤层，沿井田中央东西方向布置三条大巷。二水平大巷布置于8号煤层，空间关系与一水平大巷重合，上下两组大巷层间距60m。
全井田共划分为八个盘区，即将一水平和二水平各划分为四个盘区。F4断层以西划为一、二（五、七）盘区，F4断层以东划为三、四（六、八）盘区。
方案二：中西部工业场地+东部风井场地+西部风井场地
矿井采用立井开拓方式，工业场地布置在井田中央F4断层西侧、F1断层南侧（2825钻孔附近，场地标高+690m），在工业场地内共布置 4个立井（主立井、副立井以及 1号中央回风立井和 2号中央回风立井），后期在井田西北部的三盘区南部边界以及井田东北部的四盘区南部边界分别布置西回风立井和东回风立井。矿井达到 8.00Mt/a生产能力时，共布置4个井筒，其中：
主立井井筒净直径8.2m，垂深400m，装备2台塔式多绳摩擦轮提升机及2对 36t箕斗，承担矿井的煤炭提升任务。井筒内布置封闭式玻璃钢梯子间，敷设信号电缆。
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副立井井筒净直径9.3m，垂深380m，装备2台塔式多绳摩擦轮提升机及1对900mm轨距、1.5t矿车双层双车罐笼和一个特制双层加宽罐笼带平衡锤，承担矿井的辅助提升任务，井筒内敷设 3趟排水管路、1趟消防洒水管和 1趟压风管以及动力、通信、信号电缆。
1号中央回风立井净直径7.0m，垂深330m，担负 F4断层以西区域的回风任务，兼作紧急安全出口。
2号中央回风立井净直径7.0m，垂深290m，担负 F4断层以东区域的回风任务，兼作紧急安全出口。
矿井以一个开采水平开采全矿井。该水平设置在8b号煤层，水平标高+360m，布置一组开拓大巷全井田。在开采4号煤层时，在工作面顺槽通过斜巷与4号煤层沟通。
全井田共划分为四个盘区。F4断层以西划为一、二盘区，F4断层以东划为三、四盘区。
经经济技术比较，方案一虽然前期建设用地多，大巷工程量大，但通风系统简单、斜巷工程量少，井筒数量少，因此，设计推荐采用方案一。
矿井开拓方案见图4.2-1~3。
三、水平划分
4号煤层以及8b号煤层为全区可采煤层，设计可采储量大（4号煤层设计可采储量为33967.16万吨，8b号煤层设计可采储量为39238.95万吨），服务年限长，为矿主采煤层，故设计在4号煤层以及8b号煤层分别设置开采水平。
剩余煤层均为局部可采煤层，另外，3号煤层与 4号煤层平均间距85m，8c号煤层与10a号煤层平均间距145m，故设计考虑在3号煤层以及10b号煤层分别设置辅助水平。
因此，矿井共设置两个开采水平和两个辅助水平。
其中：
一水平标高+400m，布置在 4号煤层，开采 4号煤层；另在 3号煤层设置辅助水
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平，与4号煤层通过暗斜井沟通，开采2、3号煤层。
二水平标高+340m，布置在8号煤层，开采6、8b、8c号煤层；另在10b号煤层设置辅助水平，与8b号煤层通过暗斜井沟通，开采10a、10b和10c号煤层。
四、煤层开采顺序
矿井设计采用下行顺序开采各可采煤层。考虑主采煤层 4号煤层上部的2、3号煤层为局部可采煤层，初期先开采不受压茬影响的4号煤层（F4断层西部区域），然后由2、3煤层与4号煤层进行配采，最后顺序开采下部煤层。
五、主要巷道布置
矿井分水平布置大巷，井下大巷布置采用“三巷制”，设置有胶带大巷、轨道大巷和回风大巷，大巷间距50m。一水平大巷布置于4号煤层，沿井田中央东西方向布置三条大巷。二水平大巷布置于8号煤层，空间关系与一水平大巷重合，上下两组大巷层间距60m。
后期在井田东西两翼中部，垂直东西翼开拓大巷各布置一组三（七）盘区巷道以及四（八）盘区巷道，用于开采井田北部的三（七）盘区以及四（八）
考虑4号煤层和8号煤层赋存厚度较厚，胶带大巷沿煤层底板布置，轨道大巷沿煤层中部布置，回风大巷沿煤层顶板布置。
六、井筒布置及装备
（一）井筒数目
影响矿井井筒数目的因素有井田开拓方式、通风系统、井筒用途，以及需风量、安全出口需要等方面。该矿井采用立井开拓方式，分区式通风系统。投产时，在工业场地布置主立井、副立井和中央回风立井3个井筒。主立井主要负担全矿井的煤炭提升任务，并兼作进风井；副立井主要负担矿井设备、材料和人员的提升任务，并兼作进风井；中央回风立井担负矿井的回风任务，并作为矿井的紧急安全出口。
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由于井田范围较大，仅利用初期布置的中央回风立井作为全矿井的回风通道，将造成局部区域通风距离过长。为解决井田北部区域矿井通风和安全出口的需要，开采后期在井田北部西翼及东翼各增设一个回风立井，该回风立井主要服务于井田北部的盘区，井田内布置梯子间，作为矿井北部区域的紧急安全出口。
（二）井筒布置及装备
矿井投产时，设有主立井、副立井、中央回风立井共3个井筒。
1．主立井
井筒净直径8.2m，净断面52.81m2，井筒深度400m，装备 2台塔式多绳摩擦轮提升机及 2对 36t箕斗，承担矿井的煤炭提升任务。井筒内布置封闭式玻璃钢梯子间，敷设信号电缆。
（2）副立井
井筒净直径9.3m，净断面67.93m2，井筒深度380m，装备 2台塔式多绳摩擦轮提升机及 1对 900mm轨距、1.5t矿车双层双车罐笼和一个特制双层加宽罐笼带平衡锤，承担矿井的辅助提升任务，井筒内敷设 3趟排水管路、1趟消防洒水管和 1趟压风管以及动力、通信、信号电缆。
（3）中央回风立井
井筒净直径7.0m，净断面38.5m2，深度350m，担负矿井的回风任务，井筒内布置封闭式玻璃钢梯子间。
（五）井底车场及硐室
根据矿井开拓方式，井筒布置形式及相对位置，以及井下运输形式及运输量，井底车场形式选用环形式车场。
矿井移交生产时，在一水平和二水平分别设置井底车场。井底主要硐室包括井底水仓、中央变电所、中央水泵房、井底煤仓、避难硐室等。
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第五节井下开采
一、首采区位置
（一）首采区位置选择的原则
1．首采区煤层赋存状况要好，煤层开采技术条件要优越，工作面具有较高的生产能力。
2．采区内勘探程度较高，高级储量所占比例较高。
3．首采区尽量布置在井筒附近，以减少初期井巷工程量，缩短建井工期，做到早移交、早投产、早收益。
（二）首采区位置的选择
遵循上述指导原则，根据本矿井煤层实际赋存条件、井田面积大小、煤层结构等制约因素。同时考虑本矿井生产能力较大，矿井移交生产后需布置2个回采工作面方可达产，根据国家发改委发布《关于加强煤矿井下生产布局管理控制超强度生产的意见》发改运行[2014]893号文，在矿井移交生产时全井田内共布置2个盘区，每个盘区各布置1个回采工作面。
一盘区和二盘区均位于井底车场附近，储量可靠，地质构造及水文地质条件较简单，煤层赋存较稳定，初期工程量少，对矿井及早达产和稳产高产均十分有利，因此，矿井移交生产时共布置两个首采盘区，分别为一盘区和二盘区。
二、盘区巷道布置
（一）盘区巷道布置
井下巷道布置的主要原则：简化巷道系统和运输环节，充分利用4号煤层厚度大特点，尽可能多做煤巷少掘岩巷。充分利用东、西翼开拓大巷布置回采工作面。设计东、西翼胶带大巷、轨道大巷和回风大巷，以及工作面顺槽均布置在4号煤层内。
根据运输及通风要求，东、西翼开拓大巷均布置为 3条，即 1条胶带大巷、1条
轨道大巷和1条回风大巷，大巷中心距取50m，大巷保护煤柱宽（巷中至停采线）取
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50m。
井田内煤层倾角小，大巷基本沿煤层走向和倾向布置，利用三条沿4号煤层布置的大巷作为三条盘区准备巷道进行盘区工作面的准备、开采，各巷道间距均为50m。
（二）工作面巷道布置
决定回采工作面顺槽断面、条数、布置形式的因素主要包括：
1．回采工作面过风量。
2．生产系统要求。生产要求有进风巷道、回风巷道、煤炭运输巷道、辅助运输巷道。
3．煤炭运输采用胶带输送机运输，辅助运输采用单轨吊运输。
4．顺槽内布置有喷雾泵站、液压泵站、超前加强支护设备等。
5．巷道布置尽量简单、工程量尽量少，以减少生产成本、缓解生产接替紧张压力、减少煤柱量、提高回采率。
矿井回采巷道为矩形断面，采用综合机械化掘进工艺。由于盘区面积较大，工作面的推进长度大部分在2000m以上，并且煤层顶底板岩石结构疏松，有底鼓现象，支护困难，掘进速度较低，因此，考虑工作面以跳采方式布置，采用单巷掘进方式。
工作面顺槽共布置2条，其中工作面一侧布置1条胶带输送机运输顺槽，另一侧布置1条回风兼做辅助运输顺槽。胶带输送机运输顺槽布置有胶带输送机和工作面设备列车，同时兼进风通道；为了便于综采设备的撤出，在工作面停采线附近布置有撤架巷。
三、回采工作面布置
1．回采工作面数量
一盘区和二盘区各布置1个综采放顶煤工作面，设计2个工作面达到矿井8.00Mt/a的生产能力，并配备2个综掘工作面和2个普掘工作面来完成工作面的接替任务。
2．首采工作面位置
一盘区首采工作面布置在井底车场西侧，西翼开拓大巷南侧。
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二盘区首采工作面布置在井底车场东侧，东翼开拓大巷北侧，与上部煤层无压茬关系的区域。
四、采煤方法与采煤工艺
（一）开采技术条件
矿井初期开采4号煤层，为全区可采煤层。采厚度1.94~9.20m，平均5.66m，含夹矸0~3层，属较稳定煤层。
煤层顶底板为泥岩、粗粒砂岩或粉砂岩，岩性比较松软，采掘支护难度较大。
地质构造简单，煤层倾角小，约为1~5°。
煤尘有爆炸危险性，属自然~容易自燃煤层。
煤层埋深浅，平均约160m。
（二）采煤方法与采煤工艺
根据上述的首采区各煤层厚度、煤层结构以及各开采技术条件，本矿井具备采用综合机械化采煤工艺条件。
根据“先进、安全、高产、高效”的原则，采煤方法采用走向长壁后退式采煤法，综采放顶煤采煤工艺，全部垮落式管理顶板。
（三）工作面主要设备
综采工作面的采、装、运、支工序全部机械化。结合井田煤层的实际情况，设备选型主要考虑以下因素：
1．机械设备的选择首先满足技术先进，生产可靠，追求高产高效。各设备之间能力、外形尺寸相互配套，保证运输畅通，以期达到采运平衡，不留环节瓶颈。
2．工作面设备选型以前期开采的煤层为主要依据，兼顾其它煤层。
3．采煤设备以首采区煤层条件为重点，兼顾其它采区。
矿井投产时，在一盘区和二盘区的4号煤层的各布置1个综采放顶煤工作面，工作面主要设备选型见表4.5-1。
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表 4.5-1单个回采工作面主要回采设备配备表
||||||
|-|-|-|-|-|
|序号|设备名称|型号|能力(t/h)|功率(kW)|
|1|采煤机|MG400/930-WD型|1500|930|
|2|可弯曲刮板输送机|SGZ880/800型|1800|800|
|3|刮板转载机|SZZ-900/315型转载机|2200|315|
|4|破碎机|PCM160型轮式破碎机.|2000|160|
|5|可伸缩胶带输送机|DSS1200型|1800|4×250|
|6|液压支架|ZF8500/22/42型|||
|7|乳化液泵站|WRB400/31.5型||250×2|
|8|喷雾泵站|WPZ320/6.3型||45×2|

（四）工作面参数
1．工作面长度
从采煤机割煤角度考虑，加大工作面长度不仅减少了准备工作量，而且也相对减少了端头进刀等辅助作业时间，工作面的产量和效率是随着工作面长度的增加而提高的。从工作面采、装、支、运设备角度考虑，工作面越长，支护设备越多，运输设备越长造成其功率、外形尺寸、重量越大（对运输设备材质及加工工艺要求越高），则设备故障率越高、运输和检修难度越大、设备选型越困难，管理越困难，工作面产量和效率越低。
结合本矿井地质条件、煤层赋存、煤层倾角特点，综合考虑，确定首采区工作面长度260m。生产中可根据实际生产情况，调整到最适合矿井开采条件和设备的工作面长度。
2．工作面采高
综放工作面机采高度除应满足通风行人的要求外，还应考虑设备投入和机道上方顶煤和煤壁的稳定性，增大机采高度，缩小采放比，有利于顶煤的冒放，可以相应提
高工作面的回收率，但需增加液压支架的重量，且采高越大，加大了采煤能耗，提高
了生产成本，煤壁越高，越易发生片帮，又增加了工作面支护管理难度，影响工作面
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生产。但随着综采设备向重型化、高可靠性的发展，综放工作面液压支架高度也逐步提升，首采盘区 4号煤层的平均厚度为5.80m，设计确定采煤机割煤高度为3.0m，放煤高度为2.8m，采放比1：0.9。
3．工作面日循环数及年推进度
采煤工作面采煤机截深为0.8m，设计采用一采一放工艺，即采煤机割一刀进0.8m，则其循环进度为0.8m，放顶煤液压支架放一次顶煤，工作面每个循环进两刀，放两次顶煤，循环进度1.6m，日循环次数5次，则日循环进度为1.6×5＝8m。
工作面年推进度按下式计算：
年推进度＝日循环进度×年工作日×循环率
＝8×330×0.85
＝2244m
4．工作面生产能力
采煤工作面生产能力按下式计算：
A=(L·M+L·M)·C·V·S·10-6
1 1 2 2
式中：A—工作面生产能力，Mt/a；
L—工作面机采长度，250m；
1
L—工作面放顶煤长度，230m；
2
M—工作面平均机采高度，3.0m；
1
M—工作面平均放顶煤高度，2.8m；
2
S—工作面年推进度,2244m；
V—煤体容重，1.37t/m3；
C—工作面回采率，93%。
经计算，回采工作面年产量3.99Mt/a。
5．采区及工作面回采率
按照《煤炭工业矿井设计规范》的规定，4号煤层属厚煤层，工作面回采率统一为93％；经计算后采区回采率为80％。
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7．生产时主要材料消耗指标
根据邻近矿井生产经验，确定原煤生产主要材料消耗量指标如下：
坑木：8m3/万t；
火药：500kg/万t；
雷管：900发/万t；
钢材：12t/万t；
砂石：24m3/万t；
水泥：12t/万t。
8．达产时采区和工作面数目
矿井移交生产时，共布置2个盘区、2个综采放顶煤工作面。
第六节煤的加工方案
一、煤的加工方式
根据煤的用途用户要求、煤质分析，决定本矿所产的原煤只做简单的筛分，大块煤进行人工手选矸石，可满足用户的要求。
二、工艺流程
生产原煤由井下原煤经带式输送机运至原煤缓冲仓，经原煤仓缓冲储存后，运至筛分破碎车间,进行φ50mm筛分分级，>50mm级进入检查性手选，拣除杂物后，作为块煤产品销售，也可经破碎机破碎至50mm以下，与筛下<50mm级混合，作为混煤产品。产品由汽车外运销售。
三、地面生产系统
矿井原煤由主立井箕斗提升到地面卸载后经上缓冲仓胶带输送机走廊至缓冲仓，
然后经上筛分车间胶带输送机走廊运至筛分车间再卸入圆振动筛上。原煤经过筛分，
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其中+50mm级的块煤通过手选胶带机采用人工拣矸，捡矸后块煤经上仓块煤胶带机输送至产品仓上；筛下-50mm级混煤先通过车间内混煤转运胶带机输送至机头转卸，经上仓混煤胶带输送机输送至产品仓上。上仓后的块煤和混煤分别经仓上配仓胶带机向块煤仓或混煤仓配煤。生产系统共设产品仓4个，采用φ34m圆筒仓，其中1个为块煤产品仓，3个为混煤仓。
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第五章 环境保护及水土保持
第一节建设地区环境现状
本区属中温带大陆性季风气候，冬季漫长而寒冷，夏季短促，雨季集中于七、八月份，温度变化大，光照较为充足；极端最高气温35.7℃（97年），极端最低气温-41.7℃（81年），一般十月末结冰，次年五月中旬解冻,年均最大冻土深度302cm，永冻层深度3～15m；年均降水量375.4mm，蒸发量1166.0mm;年降雪日数75天，无霜期119天；
春季多风，年均最大风速20.7m/s（风向偏西）。
第二节项目建设与生产对环境的影响
一、生态环境影响
工业场地的建设会破坏地表植被，使草场退化，造成水土流失，影响矿区草场对水源涵养功能的正常发挥。
二、环境污染
矿井建设期的主要环境污染因素有：施工机械废气排放、施工及车辆扬尘、施工废水排放、机械及车辆噪声、矿建矸石、施工建筑垃圾及生活垃圾堆弃等环境影响。
废气（包括扬尘）对施工场地周围环境空气质量将造成一定程度的污染；噪声对施工人员及草场放牧的牛羊有一定的干扰；施工废污水排放将对草场及地表水体产生一定的污染。
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三、地表塌陷对环境影响
在开采过程中，在开采井田范围内，由于地下采空区不断扩大，围岩应力发生变化，由此将使上覆岩层冒落、垮塌，在地表引起变形，主要形式为地裂缝、塌陷或台阶状塌陷，使地表植被遭到不同程度的破坏，使草场的载畜能力下降，同时破坏了井田范围内地质环境的完整性和稳定性；地表塌陷坑容易积水，地表水通过裂缝、裂隙等渗透入井下，有可能造成淹井等事故。
四、废污水排放的环境影响
煤矿生产、生活产生的废、污水主要是生活区、办公楼产生的生活污水，生产场地清洗、洒水等冲洗废水和矿井排水。地面生产生活污水中SS、BOD5、COD、大肠 Cr
杆菌群等项目一般浓度较高；矿井排水中一般污染物为SS、石油类、COD等。如果 cr
不经有效处理，废污水排放将对大通河水质造成污染，影响水体环境功。另外不经有效处理的废污水排放，也对土壤造成污染。
五、大气污染物
矿区大气污染物主要是生活、生产、锅炉与食堂燃煤产生的烟尘和 SO2污染及储煤场、道路扬尘污染。
第三节环境保护及水土保持措施
一、水污染防治措施
（一）生活污水处理措施
矿区工业场地及办公生活区的生活污水，水中主要污染物为SS、COD、BOD5、 cr
油类、洗涤剂、粪大肠菌群等。可研设计中对含粪便生活污水经化粪池处理后，食堂污水经隔油池处理后局部生物处理后排至下游冲沟。
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工业污水设置地埋式污水处理设备，净化达标后再进行排放。
（二）矿井水处理工艺
考虑到矿井下水中主要污染物为煤尘悬浮物、少量的COD、石油类，采用混凝、 cr
沉淀，使出水水质达到《污水综合排放标准》中的一级排放标准，回用于矿井井下洒水、液压采掘系统及地面中水回用（洒水、冲厕、绿化等）。
二、环境空气污染防治措施
（一）锅炉烟尘防治措施
锅炉除尘器安装湿法脱硫除尘器，除尘效率不低于95％，脱硫率不低于40％。
除尘器随锅炉一起安装。
（二）工业场地无组织排放防治措施
1．储煤场治理措施
储煤场采用封闭储煤场，采取的技术措施有：
（1）设置洒水喷淋系统，定期定时洒水，保证煤堆表面保持一定的湿度。
（2）原煤堆场地面必须硬化，定期清理。必要时设置围墙。
2．原煤装车无组织排放的治理措施
（1）保持产品仓内原煤的湿度。
（2）开启泄煤阀时尽量要保持缓慢，避免突然开闸。
（3）原煤车出入场前需进行必要的清洗，避免汽车自身的灰尘起尘。
（三）排矸场无组织排放防治措施
为防止矸石堆放场矸石自燃和排矸时产生的扬尘对周围环境造成污染，设计在排矸场修建蓄水池，经工业场地处理后的中水通过管道引入，作为日常排矸场洒水降尘使用。在排矸场设洒水降尘管网系统。
在达到堆弃高度的矸石顶部进行碾压，以防止大风吹蚀造成扬尘污染。
（四）进场道路扬尘防治措施
严格管理进场运输车辆，限超载、超高，减速行驶，并在车辆上加盖篷布，减少
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撒漏；配置道路洒水车，定时洒水，以减少道路扬尘污染。
三、固体废弃物处置措施
矿区各矿井产生的煤矸石、锅炉灰渣，按照一般工业固废处置技术标准要求，进行分层堆放、碾压，条件允许时，表层覆土绿化。
生活垃圾在矸石堆场按照生活垃圾填埋场的设计要求专区填埋，做好防渗、垃圾渗滤液的收集处理，杜绝水质污染的危害发生。
四、噪声污染治理
在建设开采初期，矿山采掘、运输设备较为集中，是噪声控制的重点，而这些设备噪声主要来自于电机、柴油机的燃烧噪声和排气噪声，因此，选择合理的燃烧室，可有效控制噪声的产生。由于居民住宅距离采区较远，噪声在传播过程中有足够的扩散衰减距离，因此，不会对周围环境产生明显的不良影响。
第四节环境影响评价
本项目建设符合国家产业政策和环境保护政策，对生产过程中产生的污染物采取了有效的防治措施。
矸石排弃过程均采取了有效的防止扬尘污染措施，对周围空气环境影响较小；生产生活污废水经处理后回用率为100％，不会对水环境产生影响；建设及生产噪声不会对周围居民产生影响;在采煤过程中受破坏的土地及植被采取复垦、植被恢复和经济补偿措施，将影响控制在一定程度和范围内。项目建设符合环保要求。
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第六章 技术经济与分析评价
第一节劳动定员及全员效率
一、劳动定员
矿井年工作日均为330天，工作制度采用井下“四·六”制、地面“三·八”制。
劳动定员范围为矿井达到设计生产能力时所需的全部原煤生产人员、生活服务人员、消防救护人员和其他人员。依据技术进步和高产高效的设计原则，劳动定员按岗位配置，在籍总人数1278人，其中：原煤生产人员1128人，生活服务人员63人，消防救护人员50人，其它人员37人。
劳动定员汇总表见表6.1-1。
表 6.1-1劳动定员汇总表单位：人
||||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|-|-|
|序号|名 称|出勤人员|||||在籍系数|在籍人员|
|||一班|二班|三班|四班|计|||
|（一）|原煤生产人员|308|202|202|129|841||1128|
|1|管理人员|82|1|1|1|85|1|85|
|2|生产工人|226|201|201|128|756||1043|
|（1）|井下工人|157|156|156|128|597|1.4|836|
|（2）|地面工人|69|45|45||159|1.3|207|
|（二）|生活服务|33|15|15||63|1|63|
|（三）|消防救护|30|10|10||50|1|50|
|（四）|其他|24|5|5|3|37|1|37|
||合计|395|232|232|132|991||1278|

二、全员效率
达到设计生产能力时，矿井全员效率为28.83t/工。
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第二节投资估算与财务评价
一、投资估算
（一）投资范围
投资估算范围为矿井工程从筹建至达到设计生产能力时设计规定的全部矿建工程、土建工程、设备及工器具购置、安装工程和工程建设其他费用的投资，以及工程预备费、建设期贷款利息和铺底流动资金。
（二）投资估算编制依据
1．工程投资
根据临近类似矿井投资，用类比法估算本矿井矿建工程、土建工程、设备及工器具购置、安装工程和工程建设其他费用的投资。
2．预备费
（1）工程预备费
依据国家能源局2016年第6号公告发布的《煤炭建设工程造价编制与管理办法》（2015），矿井按13%计取。
（2）工程造价调整预备费
根据国家计委计投资[1999]1340号文件规定，未计取工程造价调整预备费。
3．资金来源
项目资本金占30.33%，银行贷款占69.67%。
4．铺底流动资金
流动资金按照分项详细法估算，其中30%为铺底流动资金。
5．其他
建设单位提供的已完工程投资为4500.00万元。
6.矿井投产及达产，建设工期为 40个月，其中准备工期为 4个月，施工工期为36个月。
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（三）投资估算及资金筹措
1．建设投资估算
矿井工程建设投资为419248.94万元。
建设投资估算汇总见表6.2-1。
表 6.2-1建设投资估算汇总表单位：万元
||||
|-|-|-|
|序号|费用名称|估算价值|
|一|矿建工程|104979.21|
|二|土建工程|81144.96|
|三|设备及工器具购置|77911.76|
|四|安装工程|38655.06|
|五|工程建设其他费用|68325.78|
||其中：征地费用|1763.07|
||小计|371016.76|
|六|工程预备费|48232.18|
||合计|419248.94|
|七|工程造价调整预备费||
||总计|419248.94|

2．建设期贷款利息
本项目债务资金拟使用银行贷款，建设期贷款利息21621.72万元。贷款名义年利率按2015年10月24日中国人民银行的规定，按5年以上贷款年利率4.90%执行。
3．流动资金
项目达到设计生产能力后，流动资金需要总量为 13231.02万元，其中的70%计 9261.71万元向银行借款，借款年利率4.35%。另30%计3969.31万元为项目资本金，做为铺底流动资金计入项目建设总资金中。
4．建设项目总资金
建设项目总资金为444839.97万元，吨煤投资556.05元/t。投资构成为：建设投资419248.94万元，建设期贷款利息21621.72万元，铺底流动资金3969.31万元。
投资估算汇总见表6.2-2。
5．投资分析
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白音查干矿井建设项目总资金 444839.97万元，各部分所占比例分别为：井巷工程费占23.60%，土建工程费占18.24%，设备及工器具购置费占17.51%，安装工程费占8.69%，工程建设其他费用占15.36%，工程预备费占10.84%，建设期贷款利息占4.86%，铺底流动资金占0.89%，各类工程投资比例符合本矿井设计实际情况。
表 6.2-2投资估算汇总表单位：万元
|||||
|-|-|-|-|
|序号|费用名称|估算价值||
|||矿井|吨煤投资(元)|
|一|建设投资|419248.94|524.06|
|二|建设投资贷款利息|21621.72|27.03|
|三|铺底流动资金|3969.31|4.96|
||建设项目总资金|444839.97|556.05|

6．分年度投资计划
建设期间各年度投资使用计划根据工程进度计划予以安排。
7．资本金筹措
本项目资本金为 134928.60万元，占建设投资、建设期利息和铺底流动资金的30.33%，由项目法人以自有资金投入。
8．债务资金筹措
本项目长期债务资金为 309911.37万元，拟通过金融机构贷款解决。根据 2015年10月24日中国人民银行的规定，按5年以上贷款年利率4.90%执行。
9．资金筹措方案分析
项目资本金占项目建设投资、建设期利息和铺底流动资金的30.33%，资本金比例满足国务院国发[2015]51号《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》规定的煤炭项目资本金比例要求，资金结构合理。
内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司 2006年由新大洲控股公司兼并重组，2012年由新大洲控股公司和山东能源枣庄矿业集团再次重组，现为民营控股、国有参股的混合经济体制。公司设有10个职能部室，5个二级单位。企业总资产约26亿
元，现有员工近 3000人。企业有自备铁路专用线与国铁接轨，煤炭销售覆盖蒙东地
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区及东北三省，目前已形成煤炭生产、铁路运输、机电修配、后勤服务等多元化产业格局。五九煤炭集团现有三对矿井，总规模能力330万吨/年，生产当地稀缺的长焰煤。
其中：胜利煤矿生产能力 120万吨/年；牙星分公司一号井生产能力 150万吨/年；白音查干煤矿规模能力 60万吨/年。2016—2018年，五九煤炭集团共关闭落后产能小矿井3对，去产能120万吨。近年来，随着企业的不断发展壮大，安全生产基础日趋牢固，机械化开采程度不断提高，职工工资收入同比增长，企业经济效益逐年攀升，矿区的生产生活更加和谐。企业多次获得国家和自治区授予的各项荣誉，集团公司被授予2010年全国五一劳动奖章。2018年，五九煤炭集团被国家煤炭工业协会评定为AA+信用等级企业，胜利煤矿和牙星公司一号井被评为安全高效矿井；胜利煤矿被评定为一级安全生产标准化矿井。新大洲控股股份有限公司是一家集摩托车、能源化工、电动车、房地产和物流业为一体的大型股份制上市公司。山东能源枣庄矿业集团属于省属国有大型煤炭生产企业。
内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司资源丰富，基础设施条件优厚，现已成为呼伦贝尔市创利大户，可以保证项目所需资本金的足额按期到位。以项目经济效益为依托，能够得到银行的债务资金贷款支持。因此，本项目的资金来源可靠，能确保项目建设顺利进行。
二、财务分析
（一）财务评价依据及范围
根据《煤炭建设项目经济评价方法与参数》（第三版）和《煤炭建设项目经济评价方法与参数实施细则》（第三版）进行财务评价。
（二）其它相关数据
1．基础数据
建设投资、流动资金、建设期利息、人力资源配备、资金来源、贷款利率等基础数据如前所述。
2．参数选取
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银行贷款利率：长期贷款名义年利率执行 5年以上贷款基准年利率4.90%，短期贷款利率、流动资金贷款利率按4.35%。
增值税：根据中国煤炭建设协会文件中煤建协字[2018]51号关于调整煤炭建设工程计价依据增值税税率的通知，增值税税率为16%。
资源税：根据内财税[2014]2373号文《内蒙古自治区煤炭资源税从价计征实施办法的通知》计取煤炭资源税。
城市建设维护税、教育费附加：城市建设维护税按增值税税额的1%计取，教育附加按增值税税额的3%计取，另根据内政字[2011]25号文《内蒙古自治区人民政府办公厅关于调整地方教育费附加征收标准的通知》精神，按增值税税额的2%计取地方教育费附加。
所得税：按利润总额的25%计取。
法定盈余公积金：按税后利润的10%提取。
基准收益率：项目投资所得税前财务基准收益率10%；项目投资所得税后财务基准收益率8%；项目资本金所得税后财务基准收益率11%。
项目评价计算期为24年。
（三）成本费用
参考国内类似项目的实际成本费用，结合本项目的开采技术条件、开采方法、技术装备水平和劳动生产率等实际情况，按照《煤炭建设项目成本费用估算方法》，估算项目成本。
达产年总成本费用为 103521万元，单位成本 129.40元/t；年经营成本为 48864万元，单位经营成本为61.08元/t。
1．材料费：参照与本项目相邻的资源与技术条件相近的矿井实际不含税成本，结合本项目实际情况估算。
2．动力费：按照邻近项目实际生产用电单价（0.45元/kwh不含税），结合综合电力电耗估算。
3．职工薪酬：参照白音查干项目目前职工薪酬水平，按9.60万元/人年估算职工
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薪酬。
4．修理费：综采综掘设备修理费提存率为5%，其他设备修理费提存率为2.5%。
5．地面塌陷赔偿费：按1元/t估算。
6．折旧费：按照直线折旧法计算折旧，各类固定资产折旧年限确定如下：
地面建筑及构筑物按40年，综采综掘设备按8年，一般采掘设备按10年，其他设备按15年。
7．维简费：根据内政发[2014]56号文件有关规定，按 10.5元/t计算（含井巷工程费2.5元/t）。
8．摊销费：其他资产按5年摊销。
9．安全费用：根据财企[2012]16号文件有关规定，按15元/t计算。
10．其他支出：系指从制造费用和管理、营业、财务费用中扣除各单独列项费用要素后的各种费用。按照有关规定，并参照类似矿井实际支出和本项目实际情况估算。
费用构成如下：
（1）采矿权使用费：按财政部、国土资源部财综字〔1999〕74号文件规定，采矿权使用费按矿区范围面积逐年缴纳，每平方公里每年 1000元。据此计算，采矿权使用费为0.01元/t。
（2）水资源补偿费：根据内政发〔2014〕127号，0.3元/t。
（3）其他费用：包括咨询及审计费、诉讼费、排污费、办公费、水费、取暖费、技术开发费、出国人员经费、运输费、仓库经费、坏帐损失、消防费、税金、绿化费、班中餐、上级管理费、汇兑净损失、调剂外汇手续费、金融机构手续费和筹资发生的其他财务费用，以及其他有关费用。
参考邻近矿井估算达产年其他支出费用6.19元/t。
11．利息支出
包括生产期间发生长期借款利息、流动资金借款利息、短期贷款。
单位产品成本费用见表6.2-3。
||
|-|
|表 6.2-3 单位成本费用估算表|

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|-|-|-|
|序号|费用要素|达产年|
|一|经营成本||
|1|材料费|23.50|
|2|动力|6.99|
|3|职工薪酬|15.32|
|4|修理费|7.77|
|5|地面塌陷赔偿费|1.00|
|6|其他支出|6.50|
||小计|61.08|
|二|折旧费|23.20|
|三|摊销费|0.35|
|四|井巷工程费|2.50|
|五|维简费|8.00|
|六|安全生产费用|15.00|
|七|利息支出|19.27|
|1|长期借款利息|18.94|
|2|流动资金借款利息|0.34|
||总计|129.40|

（四）销售收入
根据当地煤炭市场价格水平，并遵循谨慎性原则，确定原煤不含税售价为 120.69元/t。项目达产后年销售收入96552万元。
（五）财务分析和不确定性分析
1．盈利能力分析
在拟定的融资方案下，所得税前项目投资财务内部收益率益率0.96%，小于所得税前基准收益率10%，所得税后项目投资财务内部收益率0.96%，小于所得税后基准收益率8%，项目生产期内年平均亏损6090.61万元，在财务上不可行。
盈利能力各项分析指标见表6.2-4。
表 6.2-4盈利能力分析指标
|||||
|-|-|-|-|
|序号|指标名称|单位|指标|
|1|所得税前项目投资财务内部收益率|%|0.96|

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|||||
|-|-|-|-|
|2|所得税后项目投资财务内部收益率|%|0.96|
|3|所得税前项目投资财务净现值（ic=10%）|万元|-205566.53|
|4|所得税后项目投资财务净现值（ic=8%）|万元|-188883.08|
|5|所得税前项目投资回收期|年|23.56|
|6|所得税后项目投资回收期|年|23.56|

2．盈亏平衡分析
根据项目正常生产年份的产品销售价格、可变成本、固定成本、销售税金等有关数据计算，项目生产能力利用率为109.00%，即本项目不盈利。
（六）综合评价
本项目所得税前财务内部收益率0.96%，所得税后财务内部收益率0.96%，所得税前财务净现值-205566.53万元，所得税后财务净现值-188883.08万元，所得税前投资回收期 23.56年，所得税后投资回收期 23.56年。项目生产能力利用率为109.00%，大于70%，项目生产期内年平均亏损6090.61万元。因此，该项目从财务评价的角度来看是不可行的。
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第七章 开发方案简要结论
第一节开发方案特点
一、设计利用矿产资源储量、设计生产能力及矿井服务年限
（一）设计利用矿产资源储量
地质资源量：144598万吨；
设计可采储量：101303.55万吨。
（二）设计生产能力
设计生产能力：8.00Mt/a。
（三）矿井服务年限
矿井服务年限84.4年。
二、产品方案
生产原煤由井下原煤经带式输送机运至原煤缓冲仓，经原煤仓缓冲储存后，运至筛分破碎车间，进行φ50mm筛分分级，>50mm级进入检查性手选，拣除杂物后，作为块煤产品销售，也可经破碎机破碎至50mm以下，与筛下<50mm级混合，作为混煤产品。
本区原煤属褐煤，具有特低灰~低灰、特低硫~低硫、特低磷~低磷、中~中高发热量、高挥发分、低热稳定性、煤灰软化温度低~中等等特征，属良好的动力用煤。主要作为电厂燃料用煤，同时适用于一般工业锅炉燃料及民用煤。
三、工业场地位置选择方案
工业场地布置在F4断层西侧（2825钻孔附近，场地标高+690m）。
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四、井田开拓与开采方案
（一）井田开拓
矿井采用立井开拓方式，工业场地布置在 F4断层西侧（2825钻孔附近，场地标高+690m）。矿井达到8.00Mt/a生产能力时，共布置有4个井筒，其中在矿井工业场地内布置3个井筒（主立井、副立井和中央回风立井），在工业场地东部 2.5km处的风井场地内布置1个井筒（东部回风立井），其中主立井井筒净直径9.0m，垂深380m，井筒内装备两对 50t箕斗，担负全矿井煤炭提升任务，兼作进风井及安全出口；副立井井筒净直径8.5m，垂深360m，井筒内布置单层双车一宽一窄一对罐笼，担负人员、材料、设备、矸石等提升任务，兼作进风井及安全出口；中央回风立井净直径7.0m，垂深330m，担负F4断层以西区域的回风任务，兼作紧急安全出口；东部回风立井净直径7.0m，垂深290m，担负F4断层以东区域的回风任务，兼作紧急安全出口。
矿井设两个开采水平，一水平设置在 4号煤层，水平标高+420m；二水平设置在 8号煤层，水平标高+360m。矿井移交生产时，在一水平和二水平分别设置井底车场。
矿井分水平布置大巷，井下大巷布置采用“三巷制”，设置有胶带大巷、轨道大巷和回风大巷，大巷间距50m。一水平大巷布置于4号煤层，沿井田中央东西方向布置三条大巷。二水平大巷布置于8号煤层，空间关系与一水平大巷重合，上下两组大巷层间距60m。
全井田共划分为4个盘区，首采盘区为一和二盘区。
井下煤炭运输全部采用胶带输送机运输系统，实现从井下工作面至地面连续运输。
井下辅助运输采用无极绳连续牵引轨道矿车运输系统。
（二）井下开采
矿井初期移交2个生产盘区，即一盘区和二盘区。各盘区利用大巷直接布置工作面回采。
矿井达到生产能力时共布置2个综采放顶煤工作面保证矿井产量；配备2个综掘面和2个普掘面保证合理衔接。工作面采用长壁放顶煤后退式采煤法，全部冒落法管
理项板。工作面年推进度2244m，工作面长度250m，割煤高度3.0m，放煤高度2.8m，
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采放比为1∶0.9，工作面单产3.99Mt/a。
根据煤层的赋存条件和煤的硬度、厚度及产量要求，回采工作面采用 MG400/930型采煤机，SGZ880/8000型可弯曲刮板输送机，ZF8500/22/42型支撑掩护式液压支架。
五、投资估算
建设项目总资金为444839.97万元，吨煤投资556.05元/t。投资构成为：建设投资419248.94万元，建设期贷款利息21621.72万元，铺底流动资金3969.31万元。
项目所得税前财务内部收益率0.96%，所得税后财务内部收益率0.96%，所得税前财务净现值-205566.53万元，所得税后财务净现值-188883.08万元，所得税前投资回收期23.56年，所得税后投资回收期23.56年。项目生产能力利用率为109.00%，大于70%，项目生产期内年平均亏损6090.61万元。
六、工程项目的综合评价
1．勘探区开发建设的外部条件：道路、电力、供水水源、建材等都已具备，勘探区资源储量较丰富、主采煤层为厚煤层且赋存稳定、地质构造简单、开采条件较好、勘探程度较高。
2．矿井的开拓、开采、运输、通风等技术均为目前成熟技术，因此不存在技术和设备风险。
3.本勘探区区位优势较差，附近没有铁路，外部运输距离较远，距离海拉尔市运输距离140km，围岩条件较差，属于三软地层，生产成本较高；相反周边的伊敏矿区、宝日希勒矿区、大雁矿区均有铁路专用线及大型露天矿或坑口电厂，区位优势明显，而且生产成本较低。
4．因本区周边的电力生产企业基本是煤电联营，因此，近期本勘探区煤炭产品的目标市场不容乐观，售价低于成本。
5．从财务评价的角度来看，本项目是不可行的。
6.根据内蒙古自治区国土资源厅内国土资字[2010]179号文《关于牙克石五九煤炭
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有限公司白音查干煤矿外围勘探区探矿权转采矿权的意见》，建议编制矿区总体规划和矿业权设置方案，然而，呼伦贝尔市及内蒙古自治区发改委短时间内均无开发呼和诺尔煤田的规划，现阶段无法进行白音查干勘探区下一步单项工程开发建设。
第二节问题与建议
1．本勘探区一井田及二井田分别进行了地质勘探，并对储量进行备案，但两个勘探报告中的煤层厚度、煤层视密度、煤质、煤层底板等高线、煤层可采范围及咸湖面积、发热量、经济可采储量等数据需进一步核实，建议建设单位委托勘探报告编制单位对两个勘探报告进行整合修订，为后续工作的开展提供可靠依据。
2．勘探区位于呼和诺尔煤田西北部，为呼和诺尔盆地一部分，内蒙古牙克石五九煤炭（集团）有限责任公司拥有本勘探区的探矿权，且取得探矿权时间较长，目前仍未取得采矿权。《内蒙古自治区呼和诺尔煤田煤炭详查报告》目前尚未在内蒙古自治区自然资源厅评审备案，作为矿区探矿权与采矿权设置依据的矿区总体规划的批复时间与结果无法确定，严重制约了本勘探区的开发进度。
第三节项目主要技术经济指标
项目主要技术经济指标见表8.3-1。
表 8.3-1项目主要技术经济指标表
||||||
|-|-|-|-|-|
|序号|名称|单位|指标|备注|
|1|井田范围||||
|（1）|平均走向长度|km|10.0||
|（2）|平均倾斜宽度|km|6.3||
|（3）|井田面积|km2|63.22||
|2|煤层||||
|（1）|可采煤层数|层|9||
|（2）|可采煤层总厚度|m|33.33|平均|

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表 8.3-1项目主要技术经济指标表
||||||
|-|-|-|-|-|
|序号|名称|单位|指标|备注|
|（3）|首采煤层可采厚度|m|5.66|平均|
|（4）|煤层倾角|°|1~5||
|3|资源/储量||||
|（1）|地质资源量|Mt|1445.98||
|（2）|工业资源/储量|Mt|1382.14||
|（3）|设计资源/储量|Mt|1346.52||
|（4）|设计可采储量|Mt|1013.04||
|4|煤类||褐煤||
|5|煤质||||
|（1）|原煤灰分（Ad）|%|5.06~31.15|4煤|
|（2）|原煤硫分（St,d）|%|0.13~2.59|4煤|
|（3）|原煤挥发分（Vdaf）|%|40.63~56.70|4煤|
|（4）|发热量（Qnet,d）|MJ/kg|19.03~27.72|4煤|
|6|矿井设计生产能力||||
|（1）|年设计生产能力|Mt/a|8.00||
|（2）|日设计生产能力|t/d|24242||
|7|矿井服务年限||||
|（1）|设计生产年限|a|84.4||
|8|矿井设计工作制度||||
|（1）|年工作天数|d|330||
|（2）|日工作班数|班|4||
|9|井田开拓||||
|（1）|开拓方式||立井开拓||
|（2）|开采水平数目|个|2||
|（3）|第一水平标高|m|+420||
|（4）|第二水平标高|m|+360||
|（5）|大巷主运输方式||带式输送机||
|（6）|大巷辅助运输方式||无极绳连续||
|10|盘区||||
|（1）|回采工作面个数|个|2||
|（2）|掘进工作面个数|个|4||
|（3）|采煤方法||走向长壁||

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表 8.3-1项目主要技术经济指标表
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|序号|名称|单位|指标|备注|
|（4）|采煤工艺||综采放顶煤||
|（5）|顶板管理方法||全部垮落法||
|（6）|主要采煤设备（单个工作面）||||
||采煤机|台|1|MG400/930-WD|
||液压支架|架|167|ZF8500/22/42|
||刮板运输机|台|2|SGZ880/800|
|11|主要设备||||
|（1）|主井提升设备|台|2|JKM-4.5×6(Ⅲ)E|
|（2）|副井提升设备|台|2|JKM-3.5×4(Ⅲ)E|
|（3）|通风设备|台|1|GAF28－17－1|
|（4）|排水设备|台|3|MD800-100×8|
|（5）|空气压缩设备|台|5|SA250F型|
|12|人员配置||||
|（1）|在籍员工总数|人|1278||
|（2）|全员效率|t/工|28.83||
|13|建井工期|月|40||
|14|矿井投资估算||||
|（1）|建设投资估算|万元|419248.94||
||矿建工程|万元|104979.21||
||土建工程|万元|81144.96||
||设备及工器具购置|万元|77911.76||
||安装工程|万元|38655.06||
||其他费用|万元|68325.78||
||工程预备费|万元|48232.18||
||工程造价调整预备费|万元|||
|（2）|建设期贷款利息|万元|21621.72||
|（3）|建设项目总造价|万元|440870.66||
|（4）|铺底流动资金|万元|3969.31||
|（5）|项目总资金|万元|444839.97||
|15|吨煤投资|元/t|556.05||
|16|成本与售价||||
|（1）|成本费用|元/t|129.40|达产年|

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表 8.3-1项目主要技术经济指标表
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|-|-|-|-|-|
|序号|名称|单位|指标|备注|
|（2）|平均售价|元/t|120.69||
|17|财务评价指标||||
|（1）|项目投资财务内部收益率（所得税前）|%|0.96||
|（2）|项目投资财务内部收益率（所得税后）|%|0.96||
|（3）|项目投资财务净现值（所得税前）|万元|-205566.53||
|（4）|项目投资财务净现值（所得税后）|万元|-188883.08||
|（5）|项目投资回收期（所得税前）|a|23.56||
|（6）|项目投资回收期（所得税后）|a|23.56||

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