目前我国页岩气开采现场，大都地处偏僻地区，距离现有的常规天然气输气管道较远。此外，页岩气开发初期，井口分布往往比较零散，而且产气量不高，若专门为此铺设输气管道，就会因投资过高造成无法实施。因此，外输页岩气方式就需要因地制宜，区别对待。
在页岩气开发初期，若日产量在10万立方米以下，宜用压缩天然气长管拖车方式输送到目的地。例如近年来中国石油化工集团公司在四川省内江市威远县和自贡市荣县两地开采出来的页岩气，即用此方法外输。一般输送距离在100公里以内。
如果页岩气的日产量达到10万～30万立方米，则可以考虑就地安装中小型天然气液化装置，将页岩气液化后用液化天然气槽车运输到几百公里内的地方使用。例如四川宜宾沐爱镇就建有一座日处理30万立方米页岩气的液化天然气工厂。由于该工厂周围以及邻近的云南省昭通地区，既远离常规天然气输气管道，又对液化天然气有很大需求，使得该厂投产后一直处于产销两旺状态。
有两种情况适合直接铺设管道外输。一种是开采地距使用地不远。例如，2009年12月开发的我国页岩气第一口——四川省威远县井威201井距县城仅约20公里远，于是就直接铺设管道到威远县城供居民使用。另一种是距现有天然气管道不远。例如2015年建成的我国首个国家页岩气示范区——重庆市涪陵页岩气主产区，其日产量高达900万立方米，就有必要铺设专用输气管。2015年4月接通重庆境内的涪陵——石柱县王场的页岩气管道，设计年输气量60亿立方米，工程总投资逾18亿元，管道全长136.5公里，管径1016毫米，与川东天然气输气干线相连。
跟常规天然气一样，页岩气也面临消费市场的开拓问题。这中间存在一个扬长避短问题。页岩气的优势在于其具有本身压力高（一般20兆帕以上）、热值高（可燃成分多达98%以上）、不含硫化氢等突出优点。而短板在于若采用非管网外输方式，就不如管网已四通八达的常规天然气方便、及时。
为了充分发挥页岩气的优势，处于非管网地区的页岩气最适合作为压缩天然气汽车加气母站的原料气。这只需要在页岩气井口就地安装油水分离装置和深度脱水装置，对页岩气进行净化处理后就可以通达压缩天然气长管拖车将其运送到各个压缩天然气汽车加气子站使用。这样，与常规压缩天然气母站相比，可以省去脱硫装置和压缩机，大大节省建站投资、压缩机的电能消耗和脱硫装置的建设、维护费用。另外，页岩气作为车用燃料的附加值也比工业用气或民用气高一些。现今，四川自贡市已建成3座使用页岩气的汽车加气子站。贵州遵义市正安县日产量达10万立方米的“安贡1井”的压缩天然气加气站项目也已进入设备采购阶段。
页岩气直接当作压缩天然气使用的另一个领域是代替乙炔作为钢板的切割工艺用气，既价廉、又环保，只需通过压缩天然气长管拖车将页岩气运到分装站，通过加气机将其充装到工作压力为12兆帕的气瓶内后，即可运到工厂、工地使用。
此外，液化页岩气可以优先用于附加值较高的车船燃料。例如，四川省宜宾市筠连县液化页岩气就已运送到云南省昭通地区用作液化、压缩天然气出租车燃料，另外还可以输入城市储气站供调峰使用。
当然，除了上述几种页岩气优势领域之外，也可与常规天然气一样，用于工业、发电和民用燃料。
综上所述，只要妥善解决好页岩气的外输和市场开拓问题，我国页岩气的发展将会更加顺利。