Moins dense que l'air, le gaz naturel a tendance à se disperser vers le haut en cas de fuite; si cette propriété physique empêche son accumulation dans des espaces ouverts bien ventilés, elle implique également que le gaz peut former des mélanges explosifs avec l'air dans des espaces confinés, avec une plage d'inflammabilité comprise approximativement entre 4 % et 16 % en volume. À l'état naturel, le gaz naturel commercial est incolore, inodore et non toxique; toutefois, pour faciliter la détection des fuites, des agents odorants tels que les mercaptans (thiols) y sont ajoutés lors du transport et de la distribution afin de lui conférer une odeur caractéristique.

Les origines du gaz naturel peuvent être classées. Selon son origine, le gaz naturel se divise en  deux catégories principales : organique et inorganique.

• Le gaz naturel organique, de loin le plus répandu, dérive de la transformation de matières organiques enfouies dans les sédiments. Ce gaz se subdivise lui-même selon qu'il est issu de processus biogènes ou thermogènes. 

+ Le gaz biogène (ou biogénique), riche en méthane,  est produit par des bactéries méthanogènes décomposant la matière organique dans des conditions anaérobies et à basse température, que l'on retrouve couramment dans les gisements peu profonds, les dépôts de charbon et, sous forme renouvelable, dans le biogaz issu de la digestion anaérobie des déchets (décharges, boues d'épuration, déchets agricoles), dont l'épuration donne le biométhane injectable dans les réseaux. 

• Le gaz thermogène (ou thermogénique) résulte de la transformation thermique de la matière organique soumise à des températures et des pressions élevées à mesure qu'elle s'enfouit; il partage une origine commune avec le pétrole brut et se trouve généralement dans les bassins sédimentaires profonds. 

• Le gaz naturel inorganique (ou abiogénique), en revanche, se forme sans intervention de matière organique. Il comprend le gaz magmatique, issu des gaz dissous dans les magmas et libérés lors des éruptions volcaniques, et le gaz issu de la synthèse abiogénique, produit par des réactions chimiques entre l'eau, le dioxyde de carbone et des roches ferreuses (serpentinisation), ou par la réduction du carbone à haute température et haute pression dans le manteau. Ce gaz inorganique est détectable à l'état de traces dans certaines sources, fumerolles et forages profonds (notamment dans la ceinture de fissures océaniques), et certains gisements, comme une partie de ceux de la plateforme continentale du golfe du Mexique, pourraient contenir une composante inorganique, mais sa contribution commerciale reste marginale. On distingue aussi le méthane primordial, théoriquement piégé dans le manteau terrestre depuis la formation de la planète, dont l'existence en gisements exploitables est débattue.

Selon leurs conditions de gisement, les gaz naturels sont classés en deux catégories : conventionnels et non conventionnels.

• Le gaz conventionnel provient de la décomposition, sur des millions d'années, de matières organiques (plancton, micro-organismes marins) enfouies dans des roches poreuses : il s'accumule dans des gisements où une roche-réservoir est recouverte d'une couche imperméable qui piège le gaz, souvent associé à des gisements de pétrole (gaz associé) ou seul (gaz non associé, ou gaz sec quand il est presque entièrement composé de méthane). 

• Le gaz non conventionnel, qui comprend le gaz de schiste, le gaz de réservoir compact (tight gas) et le gaz de couche (méthane de houille), se trouve respectivement dans des matrices de schiste à faible perméabilité, des grès à faible porosité et perméabilité, et des veines de charbon. Son extraction nécessite généralement des techniques de stimulation du réservoir. Le gaz de schiste (shale gas), piégé dans des roches-mères argileuses à faible perméabilité, et qui est extrait par fracturation hydraulique; le gaz de houille ou gaz de charbon (coalbed methane), adsorbé dans les veines de charbon  et le gaz de roche compacte (tight gas), enfermé dans des grès ou calcaires très peu perméables.

De l'extraction à la consommation finale, le gaz naturel fait l'objet d'étapes successives de traitement, de transport et de stockage. Le "gaz humide" extrait à la tête de puits contient de la vapeur d'eau, des gaz acides et des liquides de gaz naturel; il doit subir des opérations de désacidification, de déshydratation et de séparation des liquides dans une usine de traitement pour devenir du " gaz sec" conforme aux normes de transport par gazoduc. Le choix du mode de transport est contraint par la faible densité énergétique du gaz naturel, ce qui conduit à deux méthodes principales : le transport par gazoduc et le transport maritime sous forme liquéfiée. 

• Le transport par gazoduc est la méthode prédominante pour l'acheminement terrestre et maritime sur courte distance; le gaz doit être repressurisé dans des stations de compression espacées d'environ 120 à 150 kilomètres pour vaincre la résistance due au frottement, tout en maintenant une vitesse d'écoulement de 15 à 20 kilomètres par heure. 

• Le transport maritime est employé pour le commerce longue distance. Le gaz naturel est alors liquéfié par refroidissement à environ -162 °C à pression atmosphérique , ce qui réduit son volume à environ un seizième de celui qu'il occupe à l'état gazeux, puis transporté par des navires spécialisés sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) vers des terminaux de réception pour y être regazéifié et injecté dans le réseau. 

Les installations de stockage remplissent diverses fonctions, qui vont de l'écrêtement des pointes de consommation à la constitution de réserves stratégiques; elles utilisent généralement des gisements de pétrole et de gaz épuisés, des aquifères ou des cavités salines pour des cycles saisonniers d'injection et de soutirage. Dans les régions où les marchés sont très développés, le stockage de gaz sert également d'instrument de négociation pour gérer la volatilité des prix à court terme.

Le paysage de la consommation finale de gaz naturel connaît aujourd'hui une mutation structurelle. Historiquement, les secteurs résidentiel et tertiaire dominaient la demande (principalement pour le chauffage des locaux et la cuisson) mais ces dernières années ont vu une croissance plus marquée dans la production d'électricité et les applications industrielles. Dans le secteur électrique, les centrales à cycle combiné gaz (CCG) atteignent des rendements supérieurs à 55 % et émettent environ deux fois moins de CO2 par unité d'électricité produite que les centrales au charbon les plus modernes; leur capacité à démarrer et s'arrêter rapidement, ainsi qu'à ajuster leur charge avec souplesse, en fait des partenaires idéaux pour équilibrer les sources d'énergie renouvelable intermittentes telles que l'éolien et le solaire. 

Dans le secteur industriel, le gaz naturel sert à la fois de source de chaleur de procédé à haute température et de matière première chimique pour la production d'ammoniac, de méthanol et d'hydrogène. Le reformage à la vapeur du méthane constitue actuellement la voie la plus économique pour la production d'hydrogène à grande échelle.

Sur le plan environnemental, le gaz naturel présente des avantages indéniables en termes de faibles émissions de carbone lors de sa combustion; toutefois, le méthane lui-même est un puissant gaz à effet de serre, dont le potentiel de réchauffement global sur 100 ans est environ 28 fois supérieur à celui du CO2, ce qui fait de la maîtrise des fuites de méthane lors de la production et du transport un enjeu déterminant pour la réduction des émissions industrielles. On notera encore que, si le recours à grande échelle à la fracturation hydraulique a permis d'exploiter d'immenses ressources non conventionnelles, il a également suscité une controverse persistante concernant la consommation d'eau, l'élimination des eaux usées et la micro-sismicité induite, autant de facteurs qui, ensemble, définissent la nature et les limites du rôle du gaz naturel en tant que combustible de transition dans le futur mix énergétique.