川南及邻区下志留统龙马溪组下段沉积相与页岩气地质条件的关系

在川南及邻区下志留统龙马溪组下段沉积相详细研究的基础上,结合偏光显微镜、X衍射及元素地球化学分析等,提出沉积相对页岩气地质条件的影响特征。研究发现:川南及邻区龙马溪组下段主要发育潮坪相和浅海陆棚相。局限滞留的缺氧还原环境、快速海侵形成的分层水体、适宜的沉积速率及较高的生物产率,造成了龙马溪组下段有机质富集,并以硅质型页岩为主,利于页岩气的富集与开发。隆起边缘的潮坪相沉积,为页岩气的非有利区;沉积中心的深水陆棚沉积区,主要发育碳质硅质页岩、碳质页岩与含粉砂含钙碳质页岩,为页岩气的有利区;砂泥质浅水陆棚含有较高的有机质,应为页岩气发育的次级有利区;灰泥质浅水陆棚主要发育"钙质页岩+含碳泥质灰岩",有机质含量相对较低,为页岩气的较不利发育区。     

海相和湖相页岩气富集机理分析与思考:以四川盆地龙马溪组和自流井组大安寨段为例

本文关注四川盆地龙马溪组和自流井组大安寨段两个页岩气代表层段,以涪陵页岩气田龙马溪组和元坝、涪陵自流井组大安寨段比较系统的实验分析资料为基础,从页岩储层的岩性、物性、电性及含气性、有机地球化学特性、脆性等"六性"对比的角度,对海相和湖相页岩气形成基本条件、富集机理和潜力层段进行分析和讨论,认为有机孔隙的发育程度是造成其含气性差异的主要原因,受TOC含量、热演化程度和有机质类型的影响,海相页岩有机质孔隙更加发育。两套页岩层系都具有较好的勘探前景,发育条带状或纹层状灰岩的浅湖-半深湖相富有机质泥页岩是湖相页岩气勘探的有利相带;龙马溪组底部深水陆棚含骨针放射虫笔石页岩岩相是龙马溪组勘探最有利的页岩岩相,另外富含有机质的浅水陆棚相带泥页岩发育的区域、保存条件受到一定程度破坏但吸附气含量仍较高的区域同样具有一定勘探潜力。     

川南及邻区下志留统龙马溪组下段沉积相与页岩气地质条件的关系*

在川南及邻区下志留统龙马溪组下段沉积相详细研究的基础上,结合偏光显微镜、X衍射及元素地球化学分析等,提出沉积相对页岩气地质条件的影响特征。研究发现:川南及邻区龙马溪组下段主要发育潮坪相和浅海陆棚相。局限滞留的缺氧还原环境、快速海侵形成的分层水体、适宜的沉积速率及较高的生物产率,造成了龙马溪组下段有机质富集,并以硅质型页岩为主,利于页岩气的富集与开发。隆起边缘的潮坪相沉积,为页岩气的非有利区;沉积中心的深水陆棚沉积区,主要发育碳质硅质页岩、碳质页岩与含粉砂含钙碳质页岩,为页岩气的有利区;砂泥质浅水陆棚含有较高的有机质,应为页岩气发育的次级有利区;灰泥质浅水陆棚主要发育“钙质页岩+含碳泥质灰岩”,有机质含量相对较低,为页岩气的较不利发育区。     

武乡区块山西组泥页岩孔隙结构及分形特征研究

沁水盆地东部煤系伴生泥页岩广泛发育,页岩气资源潜力大,开展该区泥页岩孔隙结构特征的研究对页岩含气性评价及实现煤层气、页岩气合探共采具有重要意义。本文以盆地内武乡区块Y井二叠系山西组泥页岩为研究对象,通过XRD、高压压汞和低温液氮吸附等实验手段对泥页岩孔隙结构特征及分形特征进行了研究。结果表明,Y井山西组泥页岩的矿物组成以黏土矿物和石英为主;泥页岩中小于50 nm的孔隙大量发育,结构形态上以狭缝平板型孔隙和"细瓶颈"孔隙为主;泥页岩样品吸附曲线呈倒S型,属于Brunauer分类方案中的Ⅱ型曲线,其脱附曲线属于IUPAC分类方案中的H2型(兼具H1型及H3型),属De Boer分类方案中的B型(兼具E型及C型); Y井山西组泥页岩分形维数接近3,非均质性较强,矿物成分、总孔体积、平均孔径和TOC含量是影响泥页岩分形维数的重要因素。     

柴达木盆地鱼卡凹陷侏罗系泥页岩地球化学特征及储集条件——以柴页1井为例

柴达木盆地北缘鱼卡凹陷发育的侏罗系泥页岩是中国北方陆相页岩气勘探的目的层系之一。为进一步明确鱼卡凹陷侏罗系泥页岩地化-储集条件,系统采集了柴页1井泥页岩岩心样品,开展了总有机碳、热解氢指数、镜质体反射率、孔隙度和渗透率、扫描电镜、矿物组成及等温吸附特征实验分析。结果表明,柴页1井中侏罗统大煤沟组泥页岩有机质类型和成熟度利于有机质孔隙发育,较高的总有机碳含量利于页岩气富集;粘土矿物的存在虽然抑制了泥页岩微孔隙的发育,但对其吸附能力有促进作用。鱼卡凹陷具有良好的页岩气生成和储集条件,是页岩气勘探的有利地区。     

西昌盆地上三叠统白果湾组富有机质泥页岩沉积岩相古地理与孔隙特征

海陆过渡相富有机质泥页岩是页岩气勘查开发的重要领域。本文以西昌盆地上三叠统白果湾组富有机质泥页岩为研究对象,对研究区内富有机质泥页岩的沉积岩相古地理特征、微观孔隙类型、孔隙结构特征进行研究。白果湾组富有机质泥页岩段沉积相主要为湖泊相、三角洲相、河流相。发育不同类型的微孔隙,孔隙主要以小孔为主,微孔次之,平均孔径分布在5.56~56.89nm之间,比表面积平均为9.44m²/g,总孔体积平均为0.0187cm³/g。页岩气主要形成于滨浅湖亚相及半深湖亚相中,并主要吸附于富有机质泥页岩的小孔、微孔内;西昌盆地白果湾组富有机质泥页岩储集空间较好,具有良好的勘探潜力。     

下扬子地区海陆过渡相页岩气成藏条件与主控因素:以萍乐坳陷二叠系乐平组为例

萍乐坳陷二叠系乐平组是典型的下扬子地区海陆过渡相泥页岩的发育层系。通过野外地质调查、样品采集和分析测试等对萍乐坳陷二叠系乐平组泥页岩的发育特征、有机地球化学特征、储层特征和含气性等页岩气成藏地质条件进行了分析。结果表明:萍乐坳陷二叠系乐平组页岩单层厚度小、累积厚度大,横向、纵向连续性差;有机质丰度较高,w(TOC)以1.0%~2.5%为主,有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,有机质成熟度Ro分布在0.6%~4.5%之间,以高成熟-过成熟为主。页岩矿物组成中黏土矿物较为富集,储层孔隙类型主要为微孔隙和微裂缝,储层物性较差;总含气量和最大吸附气含量都较小。在页岩气成藏地质条件研究的基础上,结合区域沉积-构造背景的分析表明,页岩气成藏控制因素为:沉积环境、构造运动和保存条件。综合分析表明萍乐坳陷二叠系乐平组页岩气成藏条件一般,但在有机质丰度高、物性较好、埋藏适中的构造稳定地区仍然有较好的页岩气资源前景。     

沉积相带对川南龙马溪组页岩气富集的影响

为查明沉积相带对川南龙马溪组页岩气富集的影响,结合地层分布、岩性特征、沉积构造、有机碳含量、矿物组成、储集空间类型等特征,对龙马溪组页岩沉积相类型进行划分,并探讨沉积相带对有效页岩发育的影响,以期为页岩气富集条件评价提供依据。通过研究区6口页岩气井的钻井岩心观察,结合测井响应、实验测试分析,将龙马溪组划分为浅水泥质陆棚亚相、半深水陆棚亚相和深水陆棚亚相3种沉积亚相类型。有机碳含量、有效页岩的发育和分布、矿物组成以及孔隙发育特征是影响页岩气富集的关键因素,而这些因素均受控于沉积相带:沉积水体越深TOC含量越高,距离沉积中心越近TOC含量越高;龙马溪组地层厚度较大,但有效页岩厚度并不大,深水陆棚亚相沉积层段为页岩气富集的有效层段,且有效页岩层向沉积中心方向逐渐增厚;深水陆棚亚相丰富的生物供应为有效页岩带来了更高的有机质含量以及更多的脆性矿物,提高了岩石脆性;龙马溪组页岩中的孔隙类型主要为黏土矿物层间孔与有机质孔,且TOC含量高的沉积相带中有机质孔越发育。综上,深水陆棚亚相页岩具备有机质含量丰富、岩石脆性高、有机质孔发育等特征,是页岩气富集的最有利相带。     

贵州石炭系黑色页岩层系沉积特征及分布规律研究

随着我国页岩气勘探的推进,在局部地区已经取得突破并建成一定规模的产能,但天然气资源保障形势依然严峻,亟需加强拓展页岩气新层系沉积环境和富集规律,以进一步扩大页岩气的勘探范围和规模。贵州石炭系黑色页岩作为新发现的页岩气目标层,具有较好的页岩气勘探前景。由于受水城—紫云裂陷槽的控制,贵州石炭系沉积相变复杂,开展该页岩地层的沉积相和沉积模式研究,总结页岩沉积富集特征,有利于推进其页岩气勘探进程。本文通过研究揭示贵州石炭系页岩地层可划分为裂陷槽两侧边缘斜坡相,槽内过渡浅海—半深海相,裂陷槽内槽盆相,水城地区隆起浅海相,威宁地区潮坪—潟湖相沉积,总结具有裂谷边缘—槽盆滞留沉积模式。浅海相、浅海—半深海相、槽盆相、湖盆相是黑色页岩沉积富集的有利区,而具体地层厚度、黑色页岩发育、总有机碳含量（TOC）、干酪根类型受沉积环境和物源区的影响控制明显。     

陆相页岩微观孔隙结构及分形特征——以徐家围子断陷沙河子组为例

为揭示陆相页岩微观孔隙结构特征,应用低温氮气吸附-解吸实验,结合扫描电镜分析、有机碳测定及X射线衍射等手段,分析页岩有机质和矿物组成,厘清孔隙结构和分形特征,并探究其影响因素。结果表明:沙河子组陆相页岩矿物组成以黏土矿物、石英和长石为主。储集空间类型主要为黏土矿物粒内孔、长石溶蚀孔和颗粒边缘孔,有机孔隙不发育。氮吸附曲线主要呈现为Ⅳ类吸附曲线,发育H2和H3两类迟滞回线,其中H3型比表面积较低,平均孔径较大,宏孔含量较高。页岩孔体积主要由介孔和宏孔贡献,比表面积主要由介孔贡献。孔径分布呈现双峰态,左峰约为2.7 nm,右峰分布在20~70 nm。页岩发育两段分形特征,分形维数显示H3型页岩孔隙结构非均质性及复杂性较弱。孔隙结构主要受矿物组成控制,与TOC无明显相关性,微孔含量与比表面积越高,宏孔含量与平均孔径越高,页岩孔隙结构越复杂,越不利于页岩气的运移及产出。陆相页岩因沉积环境控制下赋存的腐殖型有机质,从本质上影响了其孔隙空间、孔隙结构及页岩气富集特征,与海相页岩区别显著。      

桂中坳陷环江凹陷上古生界海相页岩储层孔隙结构和分形特征研究

通过有机地化分析、全岩X衍射矿物分析、甲烷等温吸附及低压氮气吸附实验,本文对桂中坳陷环江凹陷上古生界页岩样品的孔隙结构及分形特征进行了研究.结果表明:研究区页岩总有机碳含量(TOC)平均为2.40%,热成熟度(Ro)平均为2.65%,处于过成熟演化阶段.页岩主要的矿物组成为石英和黏土.页岩的比表面积平均为5.86 m2/g,孔容平均为0.014 9 mL/g,平均孔径为11.2 nm.页岩中发育大量的中孔,主要呈两端开口的圆筒形孔或四边开放的平行板状孔.页岩中TOC含量和石英含量越多,微-中孔越发育、比表面积和孔容越大,而平均孔径则变小.通过Frenkel-Halsey-Hill (FHH)模型和氮气吸附实验数据计算得到孔隙表面分形维数D1(平均为2.428 4)和孔隙结构分形维数D2(平均为2.622 2),对应的相对压力(P/P0)分别是0~ 0.45和0.45 ~ 0.99.分形维数D1、D2随着比表面积、孔容的增加而增加,而平均孔径随着前者的增加而减小.分形维数D1、D2、TOC含量、石英含量和甲烷吸附量之间呈现较好的正相关性,但随着黏土矿物含量的增多而减小.分形维数D1与Langmuir压力存在弱负相关性,分形维数D2随Langmuir压力增大有变大的趋势.桂中坳陷西北部页岩分形维数越大,孔隙结构越复杂,其对天然气的吸附和存储能力越强.     

剪切作用对页岩有机质孔发育特征和吸附能力的影响

有机质孔是高成熟页岩储层中吸附气和游离气赋存的主要储集空间类型。中国南方海相页岩地层经历了多期构造改造,滑脱构造广泛发育。为了认识剪切作用对页岩有机质孔微观结构和吸附能力的影响,以张家界三岔地区下寒武统牛蹄塘组页岩为例,通过大量扫描电镜图像观测统计,对比分析了滑脱带页岩、邻近滑脱带页岩和远离滑脱带页岩有机质孔的发育特征,同时对这三类样品进行了甲烷等温吸附测试。研究结果表明,有机质内孔发育在有机质内部,孔径一般＜20 nm;位于有机质与矿物接触边缘的复合孔孔径整体大于有机质内孔,主要发育在滑脱带页岩中包裹有矿物碎片的有机质中。受剪切作用影响,这两类有机质孔均沿一定优势方向发生形变,形态更趋于狭长且定向性增强;同时页岩甲烷吸附能力变差,从滑脱带向远离滑脱带方向这种影响逐渐减弱。剪切作用对页岩储集性能和含气性具有重要控制作用,对认识复杂构造区页岩气保存条件和富集规律具有重要意义。      

页岩气储层的特殊性及其评价思路和内容

为了有效地开展页岩气储层的评价,文中首先总结了页岩气储层相对于常规油气储层的特殊性。指出这些特殊性体现在富含有机质、富含粘土矿物、细小的矿物粒度、极低的孔隙度和渗透率、纳米级孔喉结构、巨大的矿物表面积、复杂的成岩改造、大比例的天然气吸附赋存。在此基础上,从页岩储层性质的特殊性入手,梳理了页岩储层的评价思路和方法。强调了评价过程应遵循评价参数的直接测定与间接计算相结合、分析测试的常规手段与特殊方法相结合、评价对象的孔隙特征与吸附能力相结合。最后,探讨了页岩气储层的评价内容,认为其除了与常规储层相同的储层岩石学特征和物性特征外,还应考虑其吸附天然气的能力及其压裂改造的难易程度,即应包括储层岩石组成特征与空间分布、储层孔渗特征、储集空间特征、储层含气性和储层岩石力学性质等。     

陆相页岩热演化过程中孔隙分形特征

分形维数可定量表征储层孔隙结构的复杂性,为页岩储层评价提供思路。以热模拟获得的不同热演化阶段的鄂尔多斯盆地长7段页岩为研究对象,应用场发射扫描电镜观察了各演化阶段孔隙变化特征,并通过低温液氮吸附实验,研究各个演化阶段页岩孔隙分形特征,运用FHH模型计算页岩孔隙分形维数,探讨了分形维数与有机碳、矿物成分、孔隙结构参数的关系。研究结果表明:低成熟阶段页岩中纳米级有机质孔发育有限,随着成熟度的增加,在有机质内部开始逐渐发育孔隙,同时黏土矿物颗粒间的有机质也开始分解,出现纳米级层间孔,主要发育墨水瓶状孔和少部分的平行板状孔;孔径峰值主要在2~4 nm和40~50 nm,随着成熟度增加,上述2个孔径段的孔隙相对数量增加,分形维数依次增大,分形维数为2.592~2.717,孔隙非均质性增强。分形维数随着有机碳含量的减少而增加,而与石英、黏土矿物含量相关性不明显;随着成熟度增加,微孔和中孔比例增加,平均孔径减小,孔隙表面越复杂,比表面积和分形维数增加;分形维数与总孔隙体积、微孔体积、中孔体积具有很好的正相关性,而与大孔体积相关性较差。      

页岩中气体的超临界等温吸附研究

页岩气等温吸附实验多为临界温度以上的吸附实验,其得到的吸附量为过剩吸附量。为了研究页岩气超临界等温吸附机理,运用重力法,在临界温度以上,分别进行了甲烷和二氧化碳在页岩中的高压等温吸附实验。在分析经典型吸附和超临界吸附区别的基础上,通过修改的超临界等温吸附模型(Langmuir方程和微孔充填(Dubinin Radushkevich,D-R))对实验数据进行了拟合。结果表明:简单的Langmuir方程可近似拟合甲烷吸附实验数据,但精度不高,且无法拟合二氧化碳的吸附数据;将吸附相密度作为可优化参数,修改的微孔充填模型和Langmuir模型能很好地拟合甲烷和二氧化碳的吸附数据,其中修改的微孔充填模型拟合效果最好,且回归得到的超临界甲烷吸附相密度同文献报道的一致,表明吸附气可能以微孔充填的形式存在。      

煤系页岩气储层研究进展

煤系页岩气是煤系非常规天然气的重要类型。储层研究可为煤系页岩气开发提供理论基础。基于国内外文献调研分析,从煤系页岩分布与地化特征、储层特征与含气性、煤系页岩气赋存状态、富集影响因素、有利储层优选方面,阐述了煤系页岩气储层研究进展。研究表明:煤系页岩单层厚度薄,累计厚度大,有机质类型以Ⅲ型为主,储层矿物中黏土矿物含量相对较高,含气量具备商业开发所需条件。煤系页岩气赋存状态本质上取决于储层孔隙结构,页岩气在微孔中主要以吸附态的形式存在,而在中孔和宏孔中游离态是其主要存在形式。煤系页岩气富集主要受到有机质特征、储层矿物组成、储层结构特征、岩性组合的影响。有机质含量高有利于页岩气赋存;黏土矿物具有较强的吸附能力,多发育微孔和中孔,有利于页岩气富集;储层孔隙度的增加有利于页岩气富集;煤系页岩与煤层互层时,存在压力封闭和煤层气充注,利于富集。煤系页岩气有利储层优选为:TOC含量>2%,R o>0.7%,孔隙度>2%,脆性矿物含量>30%,黏土矿物含量<50%,含气量>1 m 3/t,煤系页岩有效厚度定为>30m、埋深>1000m,同时应考虑气藏封闭性及构造稳定性。     

Occurrence and influence of residual gas released by crush methods on pore structure in Longmaxi shale in Yangtze Plate,Southern China

The composition of gas released under vacuum by crushing from the gas shale of Longmaxi Formation in Upper Yangtze Plate, Southern China was systematically investigated in this study. The effect of residual gas release on pore structures was checked using low-pressure nitrogen adsorption techniques. The influence of particle size on the determination of pore structure characteristics was considered. Using the Frenkel-Halsey-Hill method from low-pressure nitrogen adsorption data, the fractal dimensions were identified at relative pressures of 0−0.5 and 0.5−1 as D₁ and D₂, respectively, and the evolution of fractal features related to gas release was also discussed. The results showed that a variety component of residual gas was released from all shale samples, containing hydrocarbon gas of CH₄ (29.58% −92.53%), C₂H₆ (0.97% −2.89%), C₃H₈ (0.01% −0.65%), and also some non-hydrocarbon gas such as CO₂ (3.54% − 67.09%) and N₂ (1.88%−8.07%). The total yield of residual gas was in a range from 6.1 μL/g to 17.0 μL/g related to rock weight. The geochemical and mineralogical analysis suggested that the residual gas yield was positively correlated with quartz (R²=0.5480) content. The residual gas released shale sample has a higher surface area of 17.20−25.03 m²/g and the nitrogen adsorption capacity in a range of 27.32−40.86 ml/g that is relatively higher than the original samples (with 9.22−16.30 m²/g and 10.84−17.55 ml/g). Clearer hysteresis loop was observed for the original shale sample in nitrogen adsorption-desorption isotherms than residual gas released sample. Pore structure analysis showed that the proportions of micro-, meso- and macropores were changed as micropores decreased while meso- and macropores increased. The fractal dimensions D₁ were in range from 2.5466 to 2.6117 and D₂ from 2.6998 to 2.7119 for the residual gas released shale, which is smaller than the original shale. This factor may indicate that the pore in residual gas released shale was more homogeneous than the original shale. The results indicated that both residual gas and their pore space have few contributions to shale gas production and effective reservoir evaluation. The larger fragments samples of granular rather than powdery smaller than 60 mesh fraction of shale seem to be better for performing effective pore structure analysis to the Longmaxi shale.     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界海陆过渡相页岩储集性与含气性

鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相页岩是重要的页岩气富集层系,但是含气性及其控制因素研究薄弱,制约了对该地区页岩气的勘探和研究。论文通过对鄂尔多斯东南部本溪和山西组大量页岩样品开展有机地球化学、矿物组成、页岩孔隙及分布的研究,评价了海陆过渡相页岩的储集性;通过含气量现场解吸和等温吸附实验,分析了页岩含气特征和影响因素。结论认为研究区海陆过渡相页岩有机质丰度高(TOC含量0.5%~11%),主要发育III型干酪根,有机质成熟度较高(1.0%~3.0% Ro);矿物组成以富黏土页岩为特征,黏土矿物含量可高达60%以上。总孔隙度分布在2%~8%,部分样品微裂缝发育。孔隙类型以平行板状的狭缝型孔隙介孔为主,在岩石孔隙比表面积和孔体积的贡献占90%以上;TOC含量与孔隙比表面积及孔隙总体积具有密切的相关性,有机质孔隙对岩石总孔隙构成具有重要贡献。现场解吸含气量为0.591~4.05 m3/t,兰氏体积从0.05 m3/t到14 m3/t都有分布,页岩实测含气量与气体吸附能力差异大。TOC含量是控制海陆过渡相页岩含气量和含气能力的重要因素,富黏土矿物的吸附作用可使样品含气能力显著增加。     

贵州牛蹄塘组页岩气表面自由能研究

为了研究页岩对气体的吸附机理,在50℃、60℃、80℃ 3个温度点对贵州凤参1井和天马1井的页岩样品进行等温吸附实验,并绘制出了CH₄和CO₂等温吸附曲线图,计算得到页岩表面自由能,从自由能角度分析页岩对CH₄和CO₂气体的吸附特性。研究结果表明:当温度一定时,随着压力的增加,页岩对2种气体的表面自由能变化值均呈现出不断增加的趋势,当压力一定时,随着温度的增加,表面自由能会逐渐减小,这与等温吸附曲线上气体吸附量随压力的变化是一致的;页岩对CO₂的表面自由能变化值均要大于CH₄,表明页岩对CO₂的吸附能力比CH 4 更强,可以通过向页岩层中注入CO₂来提高采收率;对于吸附能力较强的页岩气藏,可以通过注入表面活性剂的方法,增强活性剂与页岩表面的结合能力,降低CH₄占有面积及其与页岩的表面自由能,以此达到促使CH₄解吸的目的。      

Analysis of geological effects on methane adsorption capacity of continental shale: a case study of the Jurassic shale in the Tarim Basin,northwestern China

The Jurassic shale is an important source rock for the found gas reservoirs in the Tarim Basin, northwestern China, but has never been researched for shale gas potential. The geological effects on methane adsorption capacity for the gas shale have been investigated in this paper through the geochemical, mineralogical and adsorption analyses on samples from wells and sections. The methane adsorption capacity ranges from 0.58 to 16.57 cm³/g, and the total organic carbon (TOC) content is between 0.5 and 13.5 wt%. The organic maturity measured by T_max is between 410 °C (immature) and 499 °C (overmature). The methane adsorption capacity of the Jurassic continental shale in the Tarim Basin is affected by many geological factors, including the TOC content, organic matter maturity, mineral composition, surface area and pore size distribution. The TOC content is the most significant factor with a positive effect on the adsorption capacity of the Jurassic shale, and the influence varies piecewise according to the TOC content. The TOC content contributes much more to the methane adsorption capacity of organic‐rich shale samples (TOC content > 0.7 wt%) than to the organic‐lean samples (TOC content < 0.7 wt%). The mineral composition is a secondary factor, and the abundance of clay content has a positive effect on the methane adsorption capacity despite its relatively weaker adsorption ability compared to TOC. The pore size distribution has different effects on surface area and pore volume. Mesopores and micropores provide the major surface area and are mainly derived from TOC and illite, which has a positive influence on the adsorption capacity. Mesopores and macropores offer the major pore volume and are mainly formed by illite, which is the major contributor for pore volume rather than surface area. In addition, the TOC and illite contents of the Jurassic shale in the Tarim Basin are closely related to the origin, maturity and diagenesis evolution of the shale: (1) both TOC and illite content variations are related to the different provenances and depositional environments of shale; (2) the decrease of TOC content with increasing maturity is also partly attributed to hydrocarbon generation; and (3) the increase of illite content with increasing maturity is due to illitization in the diagenesis of shale. Copyright © 2015 John Wiley & Sons, Ltd.