Study on the influence of positive pressure ventilation on air leakage in shallow coal seam and comprehensive treatment technology of air leakage
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摘要:
浅埋近距离煤层群受采动影响大，采煤工作面普遍存在漏风维度多、漏风通道互联导通的现象，在正压或负压通风的作用下，易在漏风通道两端形成较大漏风压差，导致工作面漏风量增加，采空区“三带”范围延长，自然发火危险性增大。以典型正压通风矿井大柳塔煤矿活鸡兔井12煤为研究对象，分析得出正压通风条件下浅埋煤层的漏风影响因素主要表现为：采动裂隙构成的漏风通道、正压通风形成的漏风压差、通风方式及自然风压作用，考察正在回采的12下203综放工作面的漏风现状及漏风方式，总结得出工作面的漏风主要表现为：地表塌陷裂隙漏风、工作面切眼与两巷漏风及采空区漏风。基于此，提出全方位多覆盖立体式漏风治理技术，该技术以优化通风系统为基础，以巷道煤岩裂隙注浆、喷浆技术、保护煤柱漏风控制技术、工作面采空区端头漏风控制技术为保障，以局部正压漏风控制技术、水力冲缝堵漏技术、充填钻孔堵漏技术为强化手段，从基础优化、中间保障到末端治理为理念，全方位多覆盖立体式治理漏风。并在12下203综放工作面实际应用，将12下203综放工作面漏风量由初采期间的55～70 m3/min降低至6～20 m3/min，综合降低幅度达80.3%，证实此技术能有效治理漏风，可为相似矿井的漏风治理提供技术参考。
Abstract:Shallow and close-distance buried coal seam group is greatly affected by mining, and the phenomenon of multiple dimensions of air leakage and interconnection of channels is common in the coal mining face. Under the action of positive or negative pressure ventilation, a larger air leakage pressure difference is easily formed at both ends of the air leakage channel, resulting in an increasing air leakage volume in working face, the extension of the "three zones" in goaf, and the increasing risk of spontaneous combustion. This paper took Jitujing 12 coal in Daliuta Coal mine, a typical positive pressure ventilation mine, as the research object. It was concluded that the influencing factors of air leakage in shallow coal seam were as follows: air leakage channel formed by mining fissure, air leakage pressure difference formed by positive pressure ventilation, the ventilation mode and the natural wind pressure effect. The air leakage status and mode of the 12203 fully mechanized caving face under mining were investigated. It was concluded that the air leakage of the working face was mainly manifested as: surface collapse crack air leakage, face cutting, lanes and goaf air leakage in working face. Based on this, a comprehensive, multi-coverage and three-dimensional air leakage control technology was proposed. This technology was based on optimization of ventilation system, supported by grouting and spraying technologies in coal and rock fissure of roadway, coal pillar leakage risk control technology, and goaf end leakage risk control technology of working face, strengthened by local positive pressure leakage risk control technology, hydraulic flushing seam plugging technology and filling hole plugging technology, and based on the concept of foundation optimization, middle support and end treatment. The actual application was conducted in the 12203 caving face, and the air leakage volume reduced from 55-70 m3/min to 6-20 m3/min at the initial mining period, with a comprehensive reduction of 80.3%, which proved that this technology can effectively control air leakage, and provide technical reference for air leakage control in similar mine.
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0. 引 言
煤层气（即“煤矿瓦斯”）[1-3]是储存于煤层中的天然气资源，中国煤层气资源丰富，前人研究结果表明，中国埋深2 000 m以浅的地质资源量约为30.05万亿 m3，2 000 m以深的地质资源量约为40.71万亿 m3[4-6]。煤层气的开发利用具有一举多得的效果，既有利于煤矿安全生产、降低瓦斯爆炸风险[7-8]，又有利于优化能源结构，支撑能源接替[9-11]，更有利于实现双碳目标，助力节能降碳[12-13]。
中国煤层气探索始于20世纪80年代，前期主要针对2 000 m以浅的煤层气资源开展评价和勘探工作[14-16]，经过40余a的勘探开发攻关，围绕中高阶浅层煤层气，逐渐形成了沁水盆地南部与鄂尔多斯盆地东缘2大煤层气产业基地，发现了樊庄、潘庄、韩城、柳林、延川南等多个煤层气田[17-19]。2021年以来，随着煤层气富集机理研究的深入及钻采工程技术的迭代升级，中国油气企业在鄂尔多斯盆地中高阶深层煤层气领域取得重要突破[20-24]，以长水平段定向钻井协同多段多簇体积压裂为核心的技术体系，成功实现埋深2 000 m以深煤储层的经济有效开发[17, 25-26]，单井日产气量超过10万 m3[27-28]，累计提交探明储量超4 500亿 m3[26, 29-30]，极大推动了煤层气产业发展。
中国石化探区内煤层气资源丰富，近年来十分重视煤层气资源的开发利用，支撑国家能源安全需求。2019年以来，鄂尔多斯盆地延川南区块采用“大规模、大排量、连续加砂”有效支撑压裂工艺，大幅提升单井产能，水平井日产气量突破到2.5万～6.0万 m3，每年部署实施20～30口开发调整井，实现气田年产量稳产4.0亿 m3，引领了中深层煤层气的效益开发[15, 31-32]；鄂尔多斯盆地大牛地气田2023年部署的首口深层煤层气风险探井阳煤1HF井，试获日产气10.4万 m3，支撑了1 226.58亿 m3预测储量的提交，显示深层煤层气具有良好的勘探前景[33-35]；四川盆地南川区块针对上二叠统龙潭组深部薄煤层，开展了煤层气地质评价和钻探测试工作，多口井取得良好的勘探效果，其中直井Y2井煤层埋深1 976 m，攻关试验“大液量前置拓缝长+变排量稳压控缝高”压裂工艺，自喷日产气1.8万 m3，实现该区深层煤层气勘探突破，初步落实煤层气资源量504亿 m3[36-38]。
中国石化在煤层气勘探开发领域已取得阶段性成效，但其矿权区块内煤层气资源类型复杂多样、储层禀赋空间异质性强，特别是煤储层埋深跨度大（500～4 000 m）、单层厚度变化大（0.6～40.5 m）、稳定性差，导致开发风险系数显著提升。为此，亟需开展探区内煤层气资源评价与分布特征研究工作，明确不同地区煤层气资源特点，形成差异化勘探开发思路。该研究成果不仅为中国石化煤层气产能接替战略提供理论支撑，更为其他地区煤层气资源勘探开发提供技术范式。
1. 评价范围及方法
本次资源评价工作针对中国石化探区内17个主要含煤盆地（群）、27个含气区带进行了评价，其中，鄂尔多斯、四川及准噶尔等典型盆地（群）的探区分布情况如图1a，图2a和图3a所示。评价层次包括含气盆地（群）、含气区带与计算单元，评价深度由风化带至4 000 m。通过各层次评价单元资源量汇总，依次得到含气区带、含气盆地（群）的煤层气资源量，最终得到中国石化探区内煤层气资源量。
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我国煤层气类型多样，按照演化程度，可划分为中−高煤阶型（镜质体反射率Ro≥0.7%）和中−低煤阶型（Ro<0.7%）；按照聚煤环境，可划分为海−陆过渡相型和陆相型；按照煤储层展布特征，可划分为厚层型（>3.5 m）、中厚层型（1.3～3.5 m）和薄层型（0.5～1.3 m）[30]。中国石化探区内同样发育多类型煤层气资源，主要包括以鄂尔多斯盆地大牛地区块太原组8号（图1c）煤层气为典型的中−高煤阶海−陆过渡相厚层煤层气，其全区分布稳定，厚度主要介于2～14 m，平均厚度6 m（图1b）；四川盆地南川区块龙潭组垂向发育多套薄煤层，潭一段底部1号煤层分布稳定（图2c），厚度主要分布于1～3 m（图2b），是中−高煤阶海−陆过渡相中厚层煤层气的典型代表，准噶尔盆地阜康东区块八道湾组煤层（图3c）煤阶较低，厚度大，平均厚度达19 m（图3b），是中−低煤阶陆相厚层煤层气的典型代表。
考虑到不同类型煤层气的煤岩煤质、含气性与可采性存在显著差异，影响煤层气资源评价结果，研究基于“典型区块解剖−参数体系构建−区域外推应用”3级递进评价流程，首先选取鄂尔多斯盆地延川南、大牛地区块，沁水盆地晋中区块，四川盆地南川区块，渤海湾盆地东濮区块以及准噶尔盆地阜康东区块等不同类型的煤层气典型区块开展系统解剖，利用典型井钻测井与测试资料，获取煤层容重参数，并建立实测含气量与煤容重、煤阶及埋深关系，预测同一地区不同深度含气量[10]，在可采系数计算中采用双轨制方法：① 成熟开发区（延川南、大牛地及南川）利用Arps产量递减法和数值模拟法对未来产量进行联合预测，并计算可采系数[4,40]；②勘探区（晋中、东濮及阜康东）利用等温吸附曲线，结合不同煤阶的废弃压力数据[41]，计算可采系数，最终形成典型解剖区关键参数体系表（表1）。在典型区以外，通过地质类比的方法，间接得到不同区块的含气量、可采系数关键等参数。在此基础上，利用体积法与可采系数法[40-41]分别对中国石化探区地质资源量与可采资源量进行评价，计算见式（1）—式（4）。
表 1 典型解剖区煤层气关键参数体系Table 1. Key parameter system of coalbed methane in typical anatomical area含气
盆地群区块 地层
年代煤阶 煤容重/
(t·m−3）煤层埋深/m 含气量/(m3·t−1) 可采系数/% <1 000 m 1 000～1 500 m 1 500～2 000 m 2 000～3 000 m >3 000 m 准噶尔 阜康东 侏罗系 低 1.35 <2 000 3.61 3.99 4.10 — — 33.00 渤海湾 东濮 二叠系 中 1.42 <4 500 7.60 8.40 8.64 11.60 12.00 28.00 鄂尔
多斯大牛地 石炭系 中−高 1.45 2 500～3 000 — — — 19.65 — 37.00 延川南 二叠系 中−高 1.47 <2 000 10.00 15.00 — — — 53.00～50.00 四川 南川 二叠系 高 1.48 <4 500 12.00 15.00 20.00 25.00 30.00 34.71 沁水 晋中 石炭系 高 1.50 1 600～2 200 17.10 18.90 19.44 21.60 — 26.36 $$ {G}_{i}={\sum }_{j=1}^{n}{G}_{j} $$ (1) $$ {G}_{j}=0.01{A}_{j}\overline{{h}_{j}}\overline{{\rho }_{j}}\overline{{V}_{j}} $$ (2) $$ {R}_{i}={\sum }_{j=1}^{n}{R}_{j} $$ (3) $$ {R}_{j}={G}_{j}{r}_{j} $$ (4) 式中：n为计算单元中划分的子级单元数量；Gi为第i个计算单元的煤层气地质资源量，108 m3；Gj为第j个子级单元的煤层气地质资源量，108 m3；Aj为第j个子级单元的煤储层含气面积，km2；$ \overline{{h}_{j}} $为第j个子级单元的煤储层平均厚度，m；$ \overline{{\rho }_{j}} $为第j个子级单元的煤储层平均视密度，t/m3；$ \overline{{V}_{j}} $为第j个子级单元的煤储层平均含气量，m3/t；Ri为第i个计算单元的煤层气可采资源量，108 m3；Rj为第j个子级单元的煤层气可采资源量，108 m3；$ {r}_{j} $为第j个子级单元的煤层气可采系数，%。
2. 煤层气资源分布特征
本次评价结果显示，中国石化探区范围内埋深4 000 m以浅含煤面积约为9.19×104 km2，煤层气地质资源量10.31×1012 m3，可采资源量3.07×1012 m3，主要分布于鄂尔多斯、川南黔北、准噶尔、渤海湾及滇东黔西等盆地（群）。埋深超过1 500 m的深层煤层气资源丰富，地质资源量7.59×1012 m3，占比73.6%，显示了中国石化深层煤层气具有良好的勘探潜力。
2.1 煤层气资源按盆地分布特征
各盆地煤层气资源分布如图4所示，煤层气资源集中分布在鄂尔多斯、川南黔北、准噶尔、渤海湾及滇东黔西等大型含气盆地（群），地质资源量和可采资源量分别占中国石化探区资源总量的93.9%和94.5%，是中国石化煤层气资源分布的主体。其中，鄂尔多斯盆地资源最丰富，地质和可采资源量分别为4.25×1012和1.40×1012 m3，占中国石化探区资源总量的41.2%和45.4%。其次是川南黔北盆地（群），地质和可采资源量分别为2.84×1012和0.74×1012 m3，占比为27.5%和24.1%。
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图 4 中国石化探区不同盆地煤层气资源量分布Figure 4. Distribution of coalbed methane resources in different basins within the exploration area of Sinopec2.2 煤层气资源按地表条件分布特征
地形地貌环境是影响煤层气勘探开发的重要因素，平原地区地形平坦，地质构造相对简单，勘探成本较低；戈壁与沙漠地区地形相对平坦，但地表砂石影响地震数据采集处理，且气候条件相对恶劣，不利于勘探开发；山地、黄土塬、丘陵和高原地区地形较复杂，地质构造多变，增加了勘探的难度与成本[42-44]。从地形地貌来看，探区内煤层气资源集中分布在山地、沙漠和黄土塬等地貌环境，地质资源量分别为3.44×1012、2.45×1012和1.80×1012 m3，可采资源量分别为0.98×1012、0.77×1012和0.63×1012 m3（图5）。山地地貌煤层气资源主要分布于川南黔北、滇东黔西等盆地（群），沙漠地貌煤层气资源主要分布于鄂尔多斯盆地北部大牛地、杭锦旗等地区，黄土塬地貌煤层气资源主要分布于鄂尔多斯盆地东部、南部、西部等地区。
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图 5 中国石化探区内不同地形地貌煤层气资源量分布Figure 5. Distribution of coalbed methane resources of different topographies within the exploration area of Sinopec2.3 煤层气资源按煤阶分布特征
煤阶反映煤的热演化程度，是煤层气勘探开发的关键参数，影响煤储层的储集性与含气性特征，随着煤阶升高，煤层中的宏孔孔容逐渐减小，微孔孔容与比表面积逐渐增大，吸附性能逐渐增强[45-47]。且不同煤阶的煤层，煤层气富集规律具有一定差异[48-49]。
中国石化探区内煤层演化程度总体较高，中、高煤阶煤层气地质资源量占比达86.9%，其中高煤阶煤层气资源量及占比最高，分别为4.93×1012 m3和47.9%，中煤阶煤层气资源量（4.02×1012 m3）及占比（39.0%）次之（图6）。中、高煤阶煤层气资源在平面上主要分布于鄂尔多斯、川南黔北、渤海湾和滇东黔西等含气盆地（群），地质资源量分别为4.02×1012、2.84×1012、0.81×1012和0.73×1012 m3（图7）。较高的演化程度反映了探区内煤层具有较好的生烃条件，对甲烷的吸附性强，含气量与资源丰度更高。
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图 6 中国石化探区不同煤阶煤层气资源量分布Figure 6. Distribution of coalbed methane resources in different coal ranks within the exploration area of Sinopec![]()
图 7 中国石化探区内不同盆地中高阶煤层气资源量分布Figure 7. Distribution of coalbed methane resources of mid-high rank coals in different basins within the exploration area of Sinopec2.4 煤层气资源按深度分布特征
从埋深分布来看，探区内煤层气资源量具有随着埋深增大而逐渐增多的趋势（图8）。埋深1 000 m以浅资源量及占比最低，分别为1.48×1012 m3和14.4%；埋深1 000～2 000 m和2 000～3 000 m资源量占比居中，分别占27.1%和27.8%，3 000 m以深资源量（3.17×1012 m3）及占比（30.8%）最高。
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图 8 中国石化探区不同埋深煤层气资源量分布Figure 8. Distribution of coalbed methane resources of different depths within the exploration area of Sinopec埋藏较浅的煤层气资源勘探难度较低、成本较小，但是煤层气保存条件相对较差，含气量相对较低，煤层气以吸附态为主[16, 18-19]。埋藏较深的煤层气资源勘探难度大、成井与改造难度大、成本高，但是深层煤层气具有2方面勘探优势：一方面在温度压力耦合下，深层煤层气吸附性能降低，吸附气向游离气转化，游离气占比相对较高[50-52]；另一方面深层煤层气保存条件更优，含气量较高，含水量较少[53-54]。因此，深层煤层气往往具有吸附气与游离气双富特征，勘探价值高，是潜在的增储上产新领域。
整体来看，中国石化深层煤层气资源丰富，1 500 m以深地质资源量为7.59×1012 m3，占探区煤层气资源总量的73.6%，可采资源量为2.24×1012 m3，占比73.0%（图9）。主要分布在鄂尔多斯、川南黔北、准噶尔及渤海湾等含气盆地（群）。其中，鄂尔多斯盆地深层煤层气资源最丰富，地质和可采资源量分别为3.12×1012和1.07×1012 m3，占该盆地探区内煤层气资源总量的73.5%和76.7%。其次是川南黔北盆地，地质和可采资源量分别为2.34×1012和0.60×1012 m3，占比为82.5%和80.7%。结合煤阶来看，探区深层煤层气地质资源量以中高煤阶为主，占深层煤层气资源量的91.6%。
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图 9 中国石化探区内不同盆地深层煤层气资源量分布Figure 9. Distribution of deep coalbed methane resources in different basins within the exploration area of Sinopec3. 勘探开发建议
在新型工业化和城镇化快速推进的背景下，我国能源消费呈现刚性增长态势，油气对外依存度持续攀升的能源安全格局亟待突破。煤层气作为与煤共生的清洁能源，其规模化开发对构建多能互补供应体系、保障国家能源安全、推动低碳转型具有多重战略价值。中国石化探区在深层煤层气领域具有显著资源优势，特别是鄂尔多斯盆地和川南黔北盆地（群）等战略区域埋深超1 500 m的资源潜力巨大。建议依托前期页岩气勘探开发形成的成熟技术体系，将煤层气定位为非常规天然气开发的战略性接替领域，持续深化煤层气基础理论研究，加大核心技术攻关力度，构建差异化开发策略体系，打造深层煤层气产业基地，推动煤层气产业高质量发展。
3.1 持续深化煤层气基础理论研究
我国含煤盆地具有显著的地质构造多样性特征，煤层气成藏地质条件差异大，亟需建立多尺度协同的差异化研究体系。针对鄂尔多斯、川南黔北、准噶尔等典型盆地的构造与沉积差异，应系统开展“盆地级−区块级−储层级”三级研究架构：在盆地尺度，重点解析石炭−二叠系与侏罗系聚煤环境差异，建立煤系沉积相带与煤层结构的时空配置关系；在区块尺度，量化煤储层非均质性特征，阐明“构造−沉积−流体”协同控制的孔缝发育机理，揭示温压耦合效应对吸附气与游离气赋存的控制机制，形成基于“生−滞−排”动态演化的煤层气富集基础理论；在储层尺度，构建“应力−裂隙−流体”多物理场耦合模型，重点突破煤岩力学各向异性、水力裂缝转向扩展、支撑剂动态运移及全生命周期气−液−固三相渗流等机理，为差异化勘探开发提供理论支撑。
3.2 加大核心技术攻关力度
针对浅层、深层、薄层、低煤阶等不同类型煤层气资源，聚焦煤层预测精度差、钻遇率低、煤体塑性强、煤层气解吸难等勘探开发瓶颈问题，在勘探技术方面，需建立多类型煤层气资源分级分类评价技术、研发深层甜点三维地震预测技术与随钻伽马成像系统；在钻完井方面，攻关水平井轨迹精准控制技术、优快钻完井技术、煤层保护钻井液体系及智能完井系统；在压裂工艺方面，开发深层定向缝网压裂技术、超临界CO2增透工艺、可降解暂堵材料及纳米示踪剂裂缝监测技术；在开发技术方面，加快构建智能化排采系统、多薄煤层气与煤系气协同开采模式等。
此外，需加强企业与科研单位合作交流，建立产学研联合平台，积极推进不同类型煤层气国家级科研项目申请，有序形成针对性的技术、工艺、装备，践行勘探开发一体化、地质工程一体化和生产管理一体化理念，实现降本增效。
3.3 构建差异化开发策略体系
围绕不同地区煤层气地质条件差异性，从资源规模性与煤层稳定性出发，制定差异化勘探开发策略。鄂尔多斯盆地与沁水盆地石炭系−二叠系煤层以中高演化程度为主，单层厚度大，展布相对稳定，通过水平井及大规模压裂增产技术，资源动用率大，工程难度相对较低，有利于实现规模增储与效益开发；川南黔北与滇东黔西等盆地二叠系煤层煤阶高、层数多、累厚大，煤层与页岩叠置形成煤系气藏，通过将煤层和煤系地层统筹考虑，形成整体动用策略及方案，探索水平井立体开发、分压合采，直井多层合压合采的可能性，多气协同产出，增加气藏动用率，推动煤系气效益开发；准噶尔盆地与二连盆地侏罗系−白垩系煤层以中低演化程度为主，埋藏相对较浅，单层厚度大，横向稳定性较差，宜采用直井多层合压合采思路，增加单井气藏动用，此外，可在与煤矿企业合作的基础上，围绕采煤采气一体化思路，实现煤炭与煤层气资源的合理开发、综合利用及两类产业的协调发展。
3.4 打造深层煤层气产业基地
根据中国石化煤层气资源分布特征，鄂尔多斯盆地内石炭系−二叠系中高阶深层煤层气是中国石化探区煤层气资源的主要阵地。建议以鄂尔多斯盆地为建设基地，打造中国石化深层煤层气产业基地样板工程，通过配套产业、技术集成、系统配套等建设，为其他盆地煤层气产业快速发展提供借鉴。
以大牛地区块为例，通过地质勘探确定主力煤层埋深、厚度、含气性等参数，明确资源储量分布特征，在此基础上开展资源分级分类评价，明确重点层段开发顺序与空间布局，通过风险探井试气与井组试验研究，明确单井控制面积、见产周期与阶段产能规模，规划钻井位置与数量，明确产能建设目标；持续迭代升级地震预测与测井评价技术、地质−工程一体化选区评价技术、优快钻完井及高效压裂技术、合理排采技术等勘探开发关键技术，推动深层煤层气降本增效；依托大牛地气田现有地面管网配套设施，加快推进产能建设，力争十五五期间建成深层煤层气示范项目。
4. 结 论
1）中国石化探区内埋深4 000 m以浅的煤层气地质资源量为10.31×1012 m3，可采资源量3.07×1012 m3，集中分布于鄂尔多斯、川南黔北、准噶尔、渤海湾及滇东黔西等盆地（群），地质资源量占探区资源总量的93.9%，是中国石化煤层气资源分布的主体，山地、沙漠和黄土塬地貌是主要的分布地，三者的煤层气地质资源量占比达74.6%，中、高煤阶煤层气地质资源量丰富，地质资源量占比达86.9%。
2）中国石化探区内深层煤层气（埋深>1 500 m）勘探潜力高，地质资源量7.59×1012 m3，占比达到73.6%。主要分布于鄂尔多斯和川南黔北盆地（群），地质资源量分别为3.12×1012和2.34×1012 m3。中、高煤阶深层煤层气资源丰富，地质资源量为6.95×1012 m3，占据探区内深层煤层气地质资源量的91.6%。
3）中国石化探区内煤层气资源禀赋差异大，建议持续深化煤层气基础理论研究，加强聚煤规律与富集高产理论、裂缝扩展机理与支撑剂运移机理研究、全生命周期气−液−固三相渗流机理研究；针对浅层、深层、多薄煤层、低阶煤层等不同类型煤层气资源，聚焦勘探开发瓶颈问题和卡脖子技术，加大科技攻关力度，构建差异化开发策略体系，打造深层煤层气产业基地，推动煤层气产业高质量发展。
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图 1 12煤层下分层开采期间采空区竖三带分布示意
Figure 1. Distribution diagram of vertical three zones of goaf during layering mining of No.12 Coal Seams
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图 2 12下203综放工作面布置
Figure 2. Layout diagram of No.12L 203 fully-mechanized top-coal caving mining face
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图 3 12下203综放工作面回采期间漏风量
Figure 3. Air leakage during mining of No.12L 203 fully mechanized caving face
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图 4 井下充填钻孔堵漏
Figure 4. Schematic diagram of underground filling and drilling for plugging
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图 6 12下203综放工作面治理后回采期间漏风量
Figure 6. Air leakage diagram during mining after treatment of No.12L 203 fully-mechanized caving mining face
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图 7 12下203综放工作面进风巷道上覆采空区CO、O2体积分数
Figure 7. CO and O2 concentrations in the overlying goaf of the air inlet roadway of No.12L 203 fully-mechanized caving mining face
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图 8 12下203综放工作面回风巷道上覆采空区CO、O2体积分数
Figure 8. CO and O2 concentrations in the overlying goaf of the return air roadway of the No.12L 203 fully-mechanized caving mining face
表 1 通风统优化风量变化
Table 1 Change of optimized air volume of ventilation system
风量/(m3·min−1) 调整前 调整后 12煤复合区回风风量 3176 3259 回风斜井其他区域回风风量 5400 2150 12下203综放工作面进风风量 1210 1230 12下203综放工作面回风风量 1145 1196 12下203综放工作面漏风风量 65 34 
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表 2 通风统优化通风阻力变化
Table 2 Change of ventilation resistance in ventilation system optimization
类别 调整前 调整后 12下203综放工作面进风阻力/Pa 10.78 10.05 12下203综放工作面回风阻力/Pa 9.65 9.20 12下203综放工作面进、回风阻力差/Pa 1.13 0.85
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