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的输气管道较远。此外，页岩气开发初期，井口分布往往比较零散，且产气量不高，若专门为此铺设输气管道，则因投资不菲而不划算。外输页岩气方式就需要因地制宜，区别对待。
开发初期，若页岩气日产量在10万立方米以下，宜用CNG长管拖车方式输送到使用目的地。例如近年来中石化在四川威远和荣县两处开采出来的页岩气，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LNG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LNG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LNG需求颇大，因此，该厂投产后，一直处于产销两旺状态。
当然，如果距现有天然气管道不远，例如2009年12月开发的我国页岩气第一口-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。又例如2015年建成的我国首个国家页岩气示范区——涪陵页岩气主产区，其日产量高达900万立方米，那就非铺设专用输气管不可了。涪陵——石柱县王场的页岩气管道工程总投资逾18亿元。管道全长136.5公里，与川东天然气输气干线相连。设计输气压力为10兆帕，管径1016毫米，设计年输气量60亿立方米。该管道于2015年4月22日接通。
另一方面，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。页岩气的短板在于若采用非管网外输方式，就不如管网业已四通八达的常规天然气的方便、及时。页岩气的长处在于其具有本身压力高(一般20兆帕以上)、热值高(可燃成份多达98%以上)、不含硫化氢等突出优点。
为了充分发挥面页岩气的上述优点，处于非管网地区的页岩气最适合作为CNG汽车加气母站的原料气，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CNG长管拖车将其运送到各个CNG汽车加气子站使用。与常规CNG母站相比，可以省去脱硫装置和压缩机，大大节省了建站投资、压缩机的电能消耗和脱硫装置的支行、维护费用。另外，页岩气作用车用燃料的附加值也比工业用气或民用气高一些。
近年来，四川自贡已建成三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CNG加气站项目不久前也进入设备采购阶段。页岩气直接当作CNG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CNG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、工地上使用。
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，上述筠连液化页岩气就已运送到昭通地区用作L-CNG出租车燃料。也可输入城市储气站供调峰用。
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，我国页岩气的高速发展将会更加顺利。
