В 30-х гг. благодаря развитию техники бурения скважин и переходу на большие глубины (1500-3000 м и более) был открыт новый тип залежи - газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии.

Конец 40-х гг. характеризуется интенсивным развитием отечественной газовой промышленности и внедрением в практику научных методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В 1948 под руководством сов. учёного Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.). В последующие годы промышленные месторождения Г. п. г. разрабатываются по проектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии, гидродинамики и др. Важным этапом освоения месторождения является его разведка. Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа глубоких скважин, часто количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.

Советскими учёными в послевоенный период созданы и внедрены новые методы разработки месторождений газа. На первой стадии освоения газовой залежи происходит её опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (2-5 лет) уточняются характеристики залежи - свойства пласта, запасы газа, продуктивность скважин, степень подвижности пластовых вод и т. д. Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит для газоснабжения местных потребителей. Вторая стадия - промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной разработки. В этой стадии различают три основных периода - нарастающей, постоянной и падающей добычи. Первый период занимает 3-5 лет. Он связан с бурением скважин и оснащением газового промысла. За это время добывается 10-20% от общих запасов газа. Второй период продолжается около 10 лет, в течение которых из залежи отбирается 55-60% запасов газа. Количество скважин в это время растет, т. к. продуктивность каждой из них в отдельности падает, а общий отбор газа по залежи остаётся неизменным. Когда давление в пласте понижается до 5-6 Мн/м2 (50-60 кгс/см2), вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция, повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работает магистральный газопровод. Третий период - падающей добычи - не ограничен во времени. Разработка газовой залежи происходит в основном 15-20 лет. За это время извлекается 80-90% запасов газа.

В себестоимости добычи Г. п. г. 40-60% составляют затраты на сооружение эксплуатационных скважин. Чтобы скважина, пробурённая на газоносный пласт, дала газ, достаточно её открыть, однако высокодебитные скважины полностью открывать нельзя, т. к. при свободном истечении газа может произойти разрушение пласта и ствола скважины, обводнение скважины за счёт притока пластовой воды, нерационально будет расходоваться энергия газа, находящегося в пласте под давлением. Поэтому расход газа ограничивается, для чего обычно используется штуцер (местное сужение трубы), устанавливаемый чаще всего на головке скважины. Суточный рабочий дебит скважин составляет от десятков м3 до нескольких млн. м3.

С конца 60-х гг. в СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 8-12 дюймов (200-300 мм).

Продуктивность газовых скважин зависит от свойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины. Чем более проницаем пласт, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с внутренней частью скважины, тем более продуктивна скважина. Для увеличения продуктивности газовой скважины в карбонатных породах (известняки, доломиты) забой обрабатывают соляной кислотой, которая, реагируя с породой, расширяет каналы притока газа; в крепких породах применяют торпедирование забоя, в результате которого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих движение газа. Интенсификация притока газа достигается также с помощью т. и. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степень сообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта, при котором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление. При выборе системы размещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойства пласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощения залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др. Скважины располагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольной сетке либо неравномерно - группами. Чаще применяется групповое размещение (рис. 3), при котором облегчается обслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учёта и обработки продукции -Эта система обычно оказывается самой выгодной и по экономическим показателям Например, на Северо-Ставропольском газовом месторождении групповое расположение скважин в центральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномерным размещением) более чем вдвое число эксплуатационных скважин, что дало экономию около 10 млн. руб.

Разработка газоконденсатных месторождений осуществляется тремя основными способами. Первый, широко применяемый в США, состоит в том, что в пласте посредством обратной закачки в него газа, из которого на поверхности выделены тяжёлые углеводороды, поддерживается достаточно высокое давление (т. н. сайклинг-процесс); благодаря этому конденсат не выпадает в пласте и подаётся на поверхность в газообразном состоянии. Извлечение конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием тяжёлых углеводородов - не больше 10%) газа в пласт продолжается, пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа консервируются в течение длительного времени. Второй способ состоит в том, что для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Это позволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из него конденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так и конденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой). Этот способ применяется редко. По третьему способу газоконденсатные месторождения разрабатываются как чисто газовые. Этот способ используется в тех случаях, когда содержание конденсата в газе невелико или если общие запасы газа в месторождении малы.

Разработку газового месторождения осуществляет газовый промысел, который представляет собой сложное, размещенное на большой территории хозяйство. На среднем по масштабу газовом промысле имеются десятки скважин, которые расположены на территории, исчисляемой сотнями км2. Основные технологические задачи газового промысла - обеспечение запланированного режима работы скважин, сбор газа по скважинам, учёт его и подготовка к транспортировке (выделение из газа твёрдых и жидких примесей, конденсата тяжёлых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода, содержание которого не должно превосходить 2 г на 100 м3).

Способ выделения конденсата зависит от температуры, давления, состава газа и от того, обрабатывается ли газ чисто газового месторождения или газоконденсатного. Поступающий из залежи природный газ всегда содержит некоторое количество воды; соединяясь с углеводородами, она образует снеговидное вещество - гидраты углеводородов (см. Гидратообразование). Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.