1.变质岩储层油气类型
按圈闭成因及类型，可将变质岩储层油气划分为基岩风化壳型油气聚集、基岩断裂破碎带型油气聚集和潜山内幕油气聚集3种类型。
A.基岩风化壳型油气聚集
主要由于地壳抬升，盆地基岩长时期出露地表遭受风化剥蚀，油气在顶部聚集，以顶部基岩风化壳为储集层，被后期沉积的地层所覆盖，形成以风化溶蚀的孔、洞、缝为主的油气聚集。这种类型比较常见，如胜利王庄变质岩，辽河东胜堡潜山、齐家潜山、兴隆台潜山、内蒙古哈南潜山等。
B.基岩断裂破碎带型油气聚集
此类油气聚集是由于基岩受构造作用产生断裂破碎，形成的构造裂缝及次生溶蚀孔洞储油，油气分布主要受构造作用控制。如辽河大民屯石油聚集，由于受构造作用产生裂缝及次生孔、洞、缝，油气主要分布在距顶部风化面300～800m的深度范围。
C.潜山内幕油气聚集
主要是由于不同变质岩类力学性质不同，在构造应力作用下，变质岩内部产生裂缝形成储层，内幕油气聚集以内幕非渗透层作为盖层，形成自身储盖组合条件，油气运聚其中形成潜山内幕油气聚集，如辽河兴隆台变质岩潜山内幕石油聚集。
2.变质岩储层油气特征
变质岩储层油气往往规模小、分布散（表15-15），以石油聚集为主，且油井产能高低悬殊，受裂缝控制明显。中国的变质岩油气聚集中，气田或油气田不多，目前仅发现了辽河齐家潜山的南山头小规模气田、辽河兴隆台太古宇小规模气顶油气田、锦州20-2潜山凝析油气田，且后两个油气田基岩潜山储层似乎与上覆沉积岩储层连通，并非单纯的变质岩储层油气，除此以外均是纯油田，这或许是由生烃条件造成的，并非储集条件的差异。
表15-15 典型变质岩储层油气基本参数
中国已发现的变质岩储层油气多数储量在千万吨以下，国外储量上千万吨的变质岩储层油气聚集也不多。大型变质岩储层油气田有：委内瑞拉的拉-帕斯和马拉油田，储量在108t以上；格鲁吉亚的萨姆戈里-帕塔尔祖里油田，储量约8000×104t；印度尼亚西的贾蒂巴朗油田，可采储量2200×104t等。
中国变质岩潜山具有岩石类型多样、非均质分布、构造演化历史复杂等特点。变质岩潜山油气勘探主要集中在风化壳顶部及附近的构造裂缝发育带内。兴隆台变质岩古潜山顶部风化壳油气聚集，储集空间为与风化剥蚀和淋滤溶蚀作用相关的溶蚀孔隙，孔隙度平均为6.96%；内幕受多期构造活动影响，发育多期构造裂缝。未发现明显的水层，深、浅层原油密度基本一致，溶解气中甲烷质量分数在80%以上。浅层油气聚集高压异常，压力系数为1.24；深层压力系数为1.06，接近正常压力，说明太古宇潜山深、浅油气聚集应为两个不同的油气聚集体系，即浅层的风化壳高压运聚体系和深层内幕常压运聚体系。
3.变质岩储层油气聚集主控因素
变质岩储层油气聚集主要受生烃洼陷、运移通道和储盖组合3个方面控制。
A.周围有富有机质的生烃洼陷
变质岩本身无法生油气，充足的烃源条件是变质岩储层油气聚集的物质基础。从已发现的变质岩古潜山油气聚集的分布特征看，无论处于哪个凹陷，其周围必然有好的生油凹陷，如兴隆台古潜山周边的清水凹陷、盘山凹陷、鸳鸯沟凹陷，三面环绕生油洼陷，具有丰富的油气供给条件。
B.存在油源断层或侧向供油窗
中国目前已发现的变质岩储层油气，均为太古宇-元古宇变质岩系大中型古潜山油气聚集（表15-16），且主要集中分布在中国东部中、新生代断陷盆地中，其油源主要来自新生代生油岩系，属于新生古储型油气聚集。新生代油气进入古老变质岩储层中一般有两种途径：①通过与油源沟通的断层垂向输导油气；②通过深大断裂系统将新地层与老地层对接，或者新生代的地层披覆于老地层之上，在侧向上对接形成侧向供油窗而输送油气。
表15-16 中国变质岩储层油气
（据张亚范等，1994）
C.良好的封盖条件
在变质岩潜山中，多种成因的孔隙-裂缝组合形成油气主要储集空间，这些储集空间大多数经过化学淋溶作用的叠加，使孔、缝进一步被扩大，互相连通。潜山顶部往往为不整合接触，不整合的风化黏土岩是一套比较好的顶部或侧向封堵层，两者匹配可形成良好的储盖组合，为变质岩储层油气的形成提供了保障。
4.变质岩储层油气运聚模式
辽河坳陷变质岩古潜山油气聚集是变质岩储层油气的典型代表。辽河坳陷变质岩古潜山带被多个洼陷所围，“洼中隆”的构造背景为该区创造了得天独厚的油气聚集条件。潜山带各侧均存在断距较大的断裂，使沙三段生油岩与潜山直接接触，为变质岩潜山提供了区域性大面积的供油窗口，与北东向大断裂、北西向断裂同期产生的不整合面、断面成为油气运移的通道；内幕的裂缝既作为储层又是内幕油气渗流的媒介，沙三段中上部大套泥岩为顶部油气聚集提供了有效的盖层；潜山内部发育由暗色矿物含量较高的斜长角闪岩、基性辉绿岩组成的致密岩层，确保了内幕油气聚集的保存。断层、不整合面、连通砂体形成了潜山油气的复合式、网状输导体系，可侧向、向上、甚至倒灌聚集。运聚模式具有侧向油源、复式输导、双向运移、多次聚集的特点。
潜山深、浅两个油气聚集单元的油气性质相同，来源一致，但油气储集空间、输导运移和保存的途径都存在差异，属于两个不同的运聚系统（图15-23）。顶部风化壳的封盖条件较好，形成浅层风化壳高压运聚系统，该系统受控于多期构造运动，以及基岩顶部在中生代末期遭受的长期风化、淋滤作用；深层内幕油气聚集为常压运聚系统，说明内幕储层相互连通，该系统受控于多期构造运动和岩性的非均质分布，具有不规则含油的特点，油气主要聚集在暗色矿物含量低的裂缝发育带中，两个系统相对独立。油气聚集主要发生在沙一段到东营组沉积时期，储层包裹体烃类抽提物分析表明，在主要油气聚集之前，已有一定量成熟度相对较低的油气进入潜山，但受当时保存条件限制，已遭破坏。
图15-23 辽河坳陷兴隆台古潜山层状风化壳及内幕裂缝运聚模式
5.变质岩储层油气高产因素
变质岩储集体的一个重要特点就是非均质性强，储集空间为多种类型的复合，油气产能与储集体的分带性、岩石类型、储集空间类型及其组合特征关系密切。在中国的变质岩储层油气中，油井产能高低悬殊情况十分突出。如辽河坳陷变质岩古潜山油田，高产井日产油可达300～400t，但10t以下的低产井也并非个别现象。鸭儿峡志留系变质岩基本上为非渗透岩层，不可能形成粒间孔隙储集层，114井获初产150 t/d的高产油流，为裂缝储油，该井裂缝及节理发育，隙间为黑色沥青及油迹所充填，岩石本身未见有粒间含油现象，钻井过程发生强烈的油气幔及井喷，取心证实正是裂缝发育所致；并且相邻井产量相差悬殊，产油深度不一，也属裂缝储油特征。通过总结鸭儿峡、辽河、大港、胜利、渤海冀东等变质岩储层油气特征，发现变质岩储层油气的高产主要与变质岩岩石类型有较大关系。高产井的分布主要受裂缝发育分布的控制，钻在裂缝带上的井，只要油层污染不重，大多高产；钻在裂缝不发育地带的井，无论怎样压裂酸化，仍然低产。