В зависимости от месторождений углеводородные газы подразделяют на природные, попутные и газы газоконденсатньгх месторождений.
Природные газы добывают с чисто газовых месторождений. Они .состоят в основном из метана с небольшой примесью этана, пропана, бутанов, пентанов, а также азота, сероводорода и диоксида азота. Эти газы относятся к группе сухих. Содержание метана в них в основном 93—98 %, этана и пропана — незначительно. Более высокомолекулярные углеводороды, как правило, присутствуют в виде следов, хотя некоторые газы характеризуются их повышенным содержанием. В газах имеется небольшая примесь диоксидов углерода и азота.
Попутные газы добывают совместно с нефтью. При выходе нефти на поверхность газ вследствие снижения давления выделяется из нефти. Попутные газы относятся к жирным и служат источником для извлечения из них легкого бензина — так  называемого  газового  бензина.
При переработке нефти из нефтезаводских газов на газофракционирующих установках (ГФУ) получают следующие углеводородные фракции (чистотой 90—96°/о):
этановая — сырье для пиролиза, хладоагента на установках депарафинизации масел и выделения ксилола и др.;
пропановая — сырье для пиролиза, получения ожиженного газа, хладоагента;
изобутановая — сырье для алкилирования и производства синтетического каучука;
н-бутановая — сырье для пиролиза, производства синтетического каучука, компонента бытового ожиженного газа и др.;
изопентановая — сырье для производства изопренового каучука и компонента высокооктановых бензинов;
пентановая — сырье для процессов изомеризации и пиролиза, получения амиловых спиртов.
В последние годы в нашей стране в связи с увеличением глубины разведочных скважин и освоением новых перспективных территорий открывается все больше газоконденсатиых и нефтегазоконденсатных залежей, конденсат становится самостоятельным полезным ископаемым.
Газоконденсатные залежи — это скопления в недрах газообразных углеводородов, из которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза — конденсат (смесь   углеводородов — пентана   и   более   высоких гомологов
метана).
Конденсат бывает сырой и стабильный. Сырой конденсат представляет собой жидкость, получаемую непосредственно в промысловых сепараторах при данных давлении и температуре. Он содержит жидкие при нормальных условиях углеводороды, в которых растворено то или иное количество газообразных углеводородов. Стабильный конденсат получают из сырого путем его дегазации.
Содержание конденсата в газе различных газоконденсатных залежей изменяется в широких пределах. Известны газоконденсатные залежи с содержанием стабильного конденсата от б—10 см3/м3 (Рудки, Пунгинское) до 300—500 см3/м3 (Русский Хутор, Вуктыл) и даже 1000 см3/м3 и более (Талалаевское).
К 1970 г. были открыты Вуктыльское и Оренбургское газоконденсатные месторождения, Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное, Губкинское, в Западной Сибири, Ачакское, Наипское, Шатлыкское в восточной части Туркменистана.
Была подтверждена высокая газоносность полуострова Ямал, Северной части Тимано-Печорской провинции, западной части Узбекистана и других территорий. В этот период были открыты такие крупные месторождения, как Западно-Крестищенское на Украине, Лаявожское и Ванейвисское в Архангельской области, Харасавэйское, Бованенковское и Южно-Русское в Тюменской области, Шуртанское в Узбекистане, Соболох-Неджелинское в республике Саха и др.
К началу 1981 г. в СССР открыто более 900 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, в том числе 93 с запасами газа свыше 30 млрд м3. Среди них месторождения Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Бованенковское и Оренбургское в сумме содержат 57% разведанных запасов страны, а вся группа крупных месторождений — более 94%.
На газовые, газоконденсатные месторождения и месторождения, состоящие из чередующихся нефтяных и газовых залежей, приходится более 95 % разведанных запасов газа СНГ.
На севере Тюменской области разведано крупное месторождение газа. Зоны газонакопления выявлены также на востоке распублики Коми, в Оренбургской области, в республике Саха, на Северном Кавказе, в Прикаспии, в Днепровско-Донецкой впадине, на востоке и севере Туркменистана, в Западном Узбекистане.
Размещение 87 % разведанных запасов газа в районах Сибири и Средней Азии, вдали от потребителей, вызывает необходимость строительства мощных газовых магистралей протяженностью 2,5—4,0 тыс. км.
К настоящему времени на территории России открыто свыше 700 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. Из них в разработку вовлечено уже более 300 месторождений с разведанными запасами порядка 26 трлн м3 (53 % всех российских газовых запасов). К промышленному освоению подготовлено еще 56 месторождений с запасами почти в 14 трлн м3, в стадии разведки находятся около 200 месторождении с запасами немногим более 8 трлн м3. В консервации насчитывается 130 относительно небольших месторождений со средними запасами около 1,5 млрд м3.
Разведанные запасы газов с содержанием этана до 3 % в России составляют немногим более 18 трлн м3 (39 % всех запасов). В 125 разведанных этансодержащих газовых месторождениях сосредоточено около 1,1 млрд т этана, свыше 550 млн т пропана и более 350 млн т бутанов. Свыше 70 % этих запасов этана, пропана и бутанов приходится на месторождения Западной Сибири.
Месторождения сероводородсодержащих газов в России, общие разведанные запасы которых составляют более 4 трлн м3, находятся в основном в Архангельской, Оренбургской, Астраханской и Пермской областях, а также в Башкортостане.
Разведанные извлекаемые запасы газового конденсата, оцененные по 275 месторождениям, составляют около 1,7 млрд т,.. из них 60 % приходится на долю западносибирских месторождений.
В предстоящие 20 лет разведанные запасы газа в России при намечаемых объемах его добычи сократятся на 15— 20 трлн м3. Для сохранения высокого ресурсного обеспечения российской газовой промышленности в период до 2010 г., т. е. за те же 20 лет, намечается разведать 20 трлн м3 газа.
Планируется освоение Штокмановского газового месторождения в акватории Баренцева моря. На первом этапе здесь намечается получить до 10 млрд м3 газа, а в перспективе до 20 млрд м3 в год. Месторождение расположено в сложных ледовых условиях и под толщей воды глубиной 250—300 м.
Важным источником углеводородного сырья является попутный нефтяной газ. До недавнего времени попутный газ в СССР в основном сжигался в факелах на промыслах и лишь частично использовался на местные нужды. Так, в 1991 г. при общеотраслевых ресурсах нефтяного газа в 45,1 млрд м3 было добыто 35 млрд м3 и более 10 млрд м3 сожжено в факелах и только 7,4 млрд м3 газа поставлено на переработку и компримирование.
Газы газоконденсатных месторождений содержат большое количество метана, а также высокомолекулярных углеводородов, входящих в состав бензиновых, керосиновых, а иногда и дизельных фракций нефти. Большая часть разведанных и введенных в эксплуатацию за последние годы газовых месторождений относится к газоконденсантному типу. В газах этих месторождений содержатся 2—5 % и более жидких углеводородов (табл. 7.4).
Конденсаты, как и нефти, состоят из алканов, нафтенов и аренов. Однако распределение этих групп углеводородов в конденсатах имеет ряд особенностей:
абсолютное содержание (в среднем) аренов в бензиновых фракциях конденсатов выше, чем в нефтях;
встречаются бензиновые фракции, в которых содержится одновременно большое количество нафтенов и аренов;
между содержанием алканов и ареиов в бензиновых фракциях существует обратная связь (чем больше алканов, тем меньше ареиов);
содержание разветвленных алканов ниже, чем н-алканов. Конденсаты с высоким содержанием аренов широко распространены на территории Амударьинской и Днепровско-Донецкой впадины (соответственно до 60 и 28—31 %)•
Газоконденсаты Западного Предкавказья в направлении регионального погружения от Староминско-Ленинградского до Усть-Лабинского характеризуются изменением типа конденсата— от алканового через алкано-нафтеновый и алкано-ареновый до арено-алканового. Отношение алкаиов к аренам в этих конденсатах составляет соответственно 17—22; 5,4—7,2; 0,8—1,2 и 0,7—0,8, а содержание ароматических углеводородов возрастает от 3—4 до 44—48 %•
Основную часть конденсатов всех исследованных газоконденсатных месторождений Средней Азии (было изучено 50 различных конденсатов) составляют бензиновые (лигроииовые) фракции (100—200 °С)  или углеводороды состава С7 — С10; содержание в конденсатах легкой части (до 100°С) редко превышает 10%. Некоторые конденсаты отличаются высоким содержанием гомологов бензола (20—30 % и выше) и гомологов циклогексана (до 20—25%); другие —низким содержанием этих углеводородов и повышенным — гомологов циклопентана. Углеводородный состав конденсатов характеризуется следующими закономерностями. Среди алканов разветвленного строения преобладают монометилзамещенные: 2-, 3- и 4-метил-замещенные. В наибольшем количестве содержатся 2-метилпентан, 2-метилгексан и 2-метилгептан. Среди диметилпроизводных присутствуют главным образом 2,3- и 2,4-диметилизомеры. Циклопентановые углеводороды помимо циклопеитана представлены в основном его метил- и этилзамещенными, а также 1,2- и 1,3-диметилциклопентанами. В конденсатах обычно содержатся все три изомера диметилциклогексана, причем на долю 1,3-диметилциклогексана приходится от 50 до 70 % количества изомеров.
Представляет значительный интерес состав газа Оренбургского газового и газоконденсатного месторождений. Залежь газа массивная, высота залежи 514 м, она имеет нефтяную оторочку. Раздел газ —нефть находится на отметке 1750 м, а раздел вода —нефть —на отметке 1770 м.
В разных частях этой большой залежи содержание отдельных компонентов несколько различается.
Астраханское газоконденсатное месторождение приурочено к Ширяевскому локальному поднятию, выявленному в 1968— 1970 гг. сейсморазведкой. Залежь газокондеисатная, массивная, с размерами 30X25 км. Пластовое давление 61 МПа.
В скважине 8 данного месторождения в интервале 3956—3915 м дебит газа составил 1 млн м3/сут при диаметре штуцера 25 мм, а в интервале 4067—4035 м — 25 тыс. м3/сут при диаметре штуцера 14,3 мм.
Содержание конденсата в газе более 400 г/м3.
На   базе   месторождения создан  газохимический  комплекс «с получением из газа этана, ожиженных газов, серы и других ценных компонентов.
Зарубежные газовые месторождения. В Европе наиболее значительные газовые месторождения известны в Нидерландах, Франции, на прилегающих к Англии морских площадках Северного моря, в Италии и Румынии. В газовых месторождениях зарубежных стран главным компонентом является метан, а содержание тяжелых углеводородов невелико. В таких крупнейших газовых месторождениях США, как Хьюготон и Панхендль, содержание тяжелых газообразных углеводородов несколько повышенное (до 12—14%).
Во многих газовых и газонефтяных месторождениях США содержание метана обычно 70—90 %, бывает и выше. В составе растворенных в нефти газов содержание углеводородов С2 — Сэ более высокое и достигает в ряде случаев 40—50 %. В ряде месторождений США, приуроченных к отложениям триаса, перми и карбона, высоким является содержание азота (до 80—90%). В этих же газовых месторождениях (штаты Монтана, Нью-Мексико, Юта, Колорадо и др.) наблюдается повышенное содержание гелия.
В газах некоторых газовых месторождений значительно содержание сероводорода. Так, в газе крупного газоконденсатного месторождения Лак (Франция) содержание сероводорода около 15%. Новые месторождения газа были открыты в Западной Европе в шельфах Северного моря и в прибрежных зонах Великобритании и Норвегии. В районе Аляски было открыто месторождение газов, резервы которого оценены в 151012 м3. Существенно расширены геологоразведочные работы в шельфах морей и океанов Африки, Азии и Латинской Америки. Эксплуатация месторождений, расположенных в труднодоступных зонах, привела к увеличению капиталовложений и эксплуатационных затрат, а также расходов на решение экологических проблем.
Кроме     классических     месторождений     природных     газов имеется и другой существенный их энергоисточник — кристаллогидраты. Начиная с 1960 г., интенсивно изучаются свойства кристаллогидратов, что связано с обнаружением крупных месторождений этого вида сырья в России и других странах. Полагают, что кристаллогидраты могут образовываться в районах с пониженной температурой (Сибирь, Аляска, Канада, полярные зоны земного шара).
Считают, что запасы газа в капиталистических странах позволят удвоить его добычу по сравнению с добычей 80-х годов на период примерно в 90 лет. Основная часть запасов газа сосредоточена не в основных потребляющих странах. По данным МЭА, экспортный потенциал развивающихся стран к 2000 г. возрастет в 4,2—9,2 раза и достигнет 164—358 млрд м3 в год.
Технологические процессы эксплуатации газовых месторождений существенно проще нефтяных, а стоимость транспортирования и хранения природных газов значительно выше стоимости транспортирования и хранения жидких углеводородов. Наиболее экономичным является транспорт сжиженного газа. При использовании трубопроводов диаметром 420 мм (давление 7,5 МПа) компрессорные станции потребляют до 15 % газа при подаче его на расстояние 6000 км (Тюмень — Западная Европа). Снижение расходов на транспортирование газа намечается за счет перевода станций на электроприводы и увеличения пропускной способности трубопроводов при охлаждении газов до —60 °С.
По данным комиссии МИРЭК, потребление газа в 2020 г. составит 3,6 трлн м3 по сравнению с 1,7 трлн м3 в 1979 г. Основные экспортеры газа — Россия, Нидерланды, Канада, Норвегия, Алжир и Индонезия. Основные страны — импортеры газа — США, Япония, Италия, ФРГ, Франция, Великобритания и Бельгия.