在10.21md。总体来看，厚坝地区油砂的孔隙度值较高，平均值在16%以上，说明厚坝地区油砂的物性条件优良，储层好。
（3）地化特征
厚坝油砂族组成中饱和烃含量低，胶质和沥青含量高，平均值分别为20.50%和18.54%，最高值分别达30.34%和25.61%。Tissot（1982）指出原油的密度和粘度主要与胶质和沥青质的含量有关，胶质和沥青质的含量越高，密度和粘度越大。）无论是地面还是在双鱼石构造埋深达3208～3246m的油砂岩中，其饱和烃色谱呈驼峰，除残留部分环烷外，绝大部分正构烷烃和支链烷烃均已消失。
3) 油砂矿成藏条件分析
龙门山北段推覆体构造的发展和演化，为川西北部侏罗系沙溪庙组厚坝油砂矿的形成奠定了基础。从油原的探讨中我们可知，无论是侏罗系沙溪庙组油砂岩，还是三叠系飞仙关组和二叠系长兴生物礁缝洞中原油均来自震旦系烃源岩。
（1）油源大量存在且丰富
①从野外露头剖面看：在龙门山北段地区，油气显示丰富。沿断裂带分布的为数众多的地面油气苗和沥青显示出油源丰富且大量存在，也是油气曾发生大规模运移、聚集的有力证据。
②震旦系烃源岩是一套生烃能力极强的烃源岩。
（2）侏罗系沙溪庙组油砂岩良好的储集条件，为油气聚集提供了储集空间 无论是从岩石铸体薄片观察和电镜扫描鉴定结果，还是从油砂岩柱塞样品的物性分析结果看，油砂岩储层的主要孔隙类型是粒间溶孔、粒内溶孔，孔隙中主要充填为高岭石，少量伊利石和石英次生加大。孔隙中装满了褐-黑色原油。孔隙度介于9.56-22.72%之间，平均值为17.89%。这巳表明侏罗系沙溪庙组油砂岩良好的物性条件，可以为油气在此聚集提供了有利的储集空间。
（3）喜山期重新活动的印支期出露前锋和晚期高角度断裂为震旦系烃源岩提供了运移通道
龙门山区的地壳结构特征标志着深层断块的逆冲活动，导致龙门山区上 地壳和沉积盖层由北西向南东逆掩推覆的冲断构造发育。该区发育的三条区域性深大断裂带对龙门山冲断带的形成、演化起重要作用，具有以下特点：
①它各们都长数百公里，走向相互近于平行，纵贯整个龙门山构造带； ②倾向北西，断层上盘相对下盘向东南方向逆冲，上陡下缓；
③每一条断裂带都由数条大的断层连接而成，在一些段落又由若干条同向逆冲断层组成； ④断裂带内广泛发育有挤压破碎带、糜棱岩带、岩层劈理化、倒转以至形成叠瓦状逆冲断裂带。
4) 厚坝油砂成藏模式
厚坝油砂岩的油气聚集是与厚坝单斜构造同步或稍晚，属于喜山期成藏。震旦系烃源岩是在奥陶纪进入生油阶段，开始生油。志留纪末进入生油高峰期，开始大量生油，此时由于加里东运动旋回龙门山区表现明显，形成天井山隆起带，此时震旦系的油气运移至此，形成天井山古油藏。
印支期既是震旦系烃源岩生成的油气大量运移、聚集的高峰期，同时也是油气被破坏、被生物降解的高峰期。印支晚幕，龙门山山前古隆起带内的油气成为多次运移、聚集、破坏、生物降解的次生残余油藏。喜山期因喜山运动，使龙门山系全面褶皱回返，构造分析表明，自白田坝组以下，有一组印支期具有出露前锋构造的断裂向地腹深处延伸至海拔-4000m以下，它们在喜山期的重新活动使之足以构成深部油源与浅部侏罗系之间的连接通道。这些生物降解的残余油及气藏继续再分配，形成现在的侏罗系沙溪庙组油砂矿及沿断裂分布的沥青、油苗（图6-3-1）。
5) 厚坝油砂资源计算
青林口—厚坝地区沙溪庙组油砂成单斜断块赋存，由地面延伸于地下，现对埋深0-100m和100-500m埋深的油砂进行资源评估（图6-3-2）。
马角坝断裂带SCDD唐王寨向斜文胜向斜构造带二郎庙断裂带厚坝单斜构造带梓潼向斜15001000500海拔(0)m厚坝JDTJJJJJJTTTTT3x-500-1000-1500-2000-2500-3000-3500-4000-4500-5000-5500-6000喜山期出露前锋构造带开启性裂缝带JJJsnJJJ皇统庙K15001000500海拔(0)m印支期出露前锋构造带晚期高角度断层沙溪庙组底部砂岩层-500-1000-1500-2000-2500-3000-3500-4000-4500-5000-5500-6000
图6-3-1 厚坝地区侏罗系沙溪庙组油砂矿成藏模式图
图6-3-2 厚坝油砂平面分布图
①油砂分布面积：根据断块成单斜状分布，对地面露头至100m埋深和100-500m埋深油砂分布区进行面积估算。0-100m埋深油砂的分布面积为5.6km2，100-500m埋深油砂的分布面积为32.6km2。
②沙溪庙组油砂厚度的求取：依地面油砂与钻井相同层位的油砂厚度，埋深0-100m油砂厚度取均值为10.5m，埋深100-500m油砂厚度取均值为10m。
③含油率：综合地面油砂露头样品测试分析结果和地下井筒取心分析数据求取的数值，埋深0-100m油砂含油率取均值为6.5%，埋深100-500m油砂含油率取均值为7%。 ④青林口—厚坝地区沙溪庙组地面油砂资源评估（表6-3-1）。埋深0-100m油砂资源量为802.6万吨，埋深100-500m油砂资源量为4792.2万吨。
表6-3-1 厚坝油砂资源计算表
埋深
（m） 0-100
侏罗系
100-500
合 计
0-500
32.6 44.8
10
2.1
7
4792.2 5594.8
0.50
2396.1 3078.3
面积 厚度 2
（km） （m） 5.6
10.5
岩石
含油率
密度
（％）
（g/cm3）
2.1
6.5
地质 资源量 （万吨） 802.6
可采 系数 0.85
可采 资源量 （万吨） 682.2
层位
2. 天井山油砂矿 1) 地质特征
（1）地层沉积特征
与油砂矿有关的地层主要是下泥盆统（图6-3-3）。下泥盆统（D1）平行不整合于下寒武统长江沟组（天井山背斜及碾子坝背斜西端九龙山）或中上志留统之上，其地层总厚度在0-2410m之间。 油砂发育层位为平驿铺组（D1p），平驿铺组以灰、灰白色厚层石英砂岩夹灰白色块状石英岩为主，中上部夹深灰色薄层粉砂岩及粘土页岩。砂岩中常见滨海波痕及斜层理。
（2）构造与成藏特征
油砂矿所处构造位置属龙门山印支褶皱带天井山复背斜的天井山背斜（见天井山油砂分布图6-3-4及其剖面图6-3-5）。
图6-3-3 川西北天井山地区下泥盆统综合柱状简图
图6-3-4天井山油砂平面分布图
图 6-3-5 天井山背斜B-B’剖面图
天井山背斜则呈线状细长背斜，其北东端以15o倾角倾没于马鹿坝以东，南西端延至二郎庙一带则消失在超复层之下。横剖面略呈两翼对称的梳状或似箱状，岩层产状在50o-60o之间。北翼被断层破坏，南翼亦被超复层掩盖，出露宽度1-3km。核部由寒武系及平行不整和于其上的泥盆—石炭系组成，两翼为二叠系和三叠系。
前人（童崇光，1997年）研究认为印支晚期形成天井山隆起上发育的构造圈闭，有过油气成藏过程，曾经是重要的油气聚集带。但是经过喜马拉雅期强烈的挤压断褶抬升运动，使原形成的油藏遭到氧化，演化成沥青，因此先期形成的断层圈闭转化为油气重组分（沥青质）遮挡，即形成沥青封堵，从而形成了现今的天井山油砂矿。
（3）储集岩特征
油砂矿储层时代为下泥盆统平驿铺组，沉积相为滨浅海相。据平驿铺组含油砂岩薄片观察，成分以石英为主，颗粒间胶结物甚少（据曹观体等，1959）。经过野外样品的分析测定，砂岩储层孔隙度在3.68%-14.96%（据曹观体等，1959），渗透率高达0.073-562.08×10-3um2（据曹观体等，1959）。
2) 资源量计算
天井山泥盆系矿点，含油率平均为3.05%，评价中按照地表油砂埋深绘制出了天井山地表油砂分布图（图6-4-5），并对不同埋深分别计算出了平面投影面积。油砂厚度的确定根据野外的观察，对出露的剖面进行了油砂层位岩性描述和厚度及地层倾角的测量。天井山矿点是一套浅灰白色—绿色石英砂岩，夹有青灰色岩屑石英砂岩，岩性变化不均，含油不均，厚度20—30m，地层倾角为42°，计算厚度值取为25m，地表50m以上考虑部分油砂层的剥蚀，厚度取为20米。按照野外观察测量油砂层厚度及地层倾角，将埋深50m以下油砂厚度转化为垂直厚度进行计算，得出其厚度为33.65m（表6-3-2）。
表6-3-2 天井山背斜油砂资源计算表
埋深
（m） 0-50
泥盆系
50-100 100-500
合 计
按照前面所确定的参数，对天井山矿点油砂资源量进行了计算。埋深0-100m油砂油地质资源量为4438.0×104t，埋深100-500m油砂油地质资源量为7910.0×104t，合计12349×104t。
0-500
面积 厚度 2
（km） （m） 17.5 8 32.8 58.3
20 33.65 33.65
岩石 密度 （g/cm3） 2.35 2.35 2.35
含油率 （％） 3.05 3.05 3.05
地质
可采
资源量
系数
（万吨） 2508.6 1929.5 7910.9 12349
0.85 0.85 0.50
可采 资源量 （万吨） 2132.3 1640 3955.45 7727.8
层位