Le programme progresse vers un échantillonnage plus dense et des levés géophysiques ciblés afin d'affiner l'interprétation du sous-sol et de soutenir la délimitation des cibles prioritaires.
Montréal (Québec) — 8 avril 2026 — Québec Matériaux Innovatifs Corp. (CSE : QIMC) (OTCQB : QIMCF) (FSE : 7FJ) (“ QIMC ” ou la “ Société ”) est heureuse de fournir une mise à jour sur sa zone New Salem suite à la récente publication des résultats géochimiques des gaz du sol de son projet du bassin de Cumberland en Nouvelle-Écosse.
L'analyse interne en cours et l'intégration des données géochimiques confirment la continuité de l'anomalie de gaz du sol précédemment signalée, incluant le méthane, les hydrocarbures C2-C4 associés et l'hélium, sur l'ensemble de la section étudiée. Ces données appuient l'interprétation de travail de la Société concernant une anomalie de gaz du sol multicomposante latéralement continue, interprétée comme le reflet d'un potentiel système gazier sous-jacent justifiant des travaux d'exploration complémentaires. Tous les échantillons ont été analysés indépendamment par GeoFrontiers Corporation (Texas) par chromatographie en phase gazeuse, assurant ainsi une vérification externe des résultats analytiques.
Ces résultats constituent une étape importante dans l'avancement de la zone de New Salem vers la délimitation des cibles prioritaires, des travaux géophysiques et géochimiques supplémentaires et le ciblage des forages.
S’appuyant sur ces résultats, la Société passe à la phase suivante d’exploration, qui comprendra l’intensification de l’échantillonnage des gaz du sol ainsi que des levés géophysiques ciblés, notamment gravimétriques, magnétiques et sismiques. Ces activités visent à affiner l’interprétation du sous-sol et à mieux cerner les contrôles structuraux et géologiques associés à l’anomalie observée.
COMMENTAIRE DE LA DIRECTION
“ L’intégration de nos résultats géochimiques aux données géologiques et structurales régionales de New Salem constitue une étape importante dans l’approfondissement de notre interprétation de la zone. La constance de l’anomalie multicomposante des gaz du sol — incluant le méthane, les hydrocarbures C2-C4 et l’hélium — sur l’ensemble du corridor d’étude conforte notre décision de passer à la phase suivante des travaux. ».
Un échantillonnage plus dense et des levés géophysiques ciblés devraient permettre d'affiner notre modèle de subsurface, d'améliorer notre compréhension du contexte structural de l'anomalie et de faciliter la délimitation des cibles d'exploration prioritaires. Le bassin de Cumberland demeure sous-exploré et nous pensons que cette approche par étapes offre un cadre rigoureux pour évaluer son potentiel.”
— John Karagiannidis, directeur général de QIMC
POINTS FORTS DE LA DÉCOUVERTE
- Anomalie de gaz du sol multicomposante C1–C4 d'environ 450 m définie à l'intérieur d'un corridor d'étude plus large d'environ 1,5 km
- Le programme progresse vers un échantillonnage densifié des gaz du sol et des levés géophysiques ciblés, incluant des méthodes gravimétriques, magnétiques et sismiques.
- Les signatures multicomposantes de gaz et d'hélium sont évaluées dans le contexte des tendances structurales interprétées afin d'affiner les cibles d'exploration prioritaires.
PERFORMANCES EN INTERPRÉTATION ET ÉLARGISSEMENT DES PROGRAMMES
Suite à la réalisation de l'étude initiale des gaz du sol, le QIMC a lancé un programme d'interprétation intégré combinant les résultats géochimiques avec des ensembles de données géologiques et structurales régionales.
Une première interprétation suggère que l'anomalie pourrait être spatialement associée à des structures de failles cartographiées et interprétées dans la partie ouest du bassin de Cumberland. Bien que des travaux supplémentaires soient nécessaires pour évaluer et préciser ces relations, les données actuelles constituent un cadre de travail pour orienter les explorations ultérieures.
Pour faire progresser ces travaux, la Société élargit son programme d'exploration en y intégrant un échantillonnage densifié des gaz du sol le long des sections prioritaires, ainsi que des levés géophysiques ciblés. Ces activités devraient améliorer la résolution du sous-sol, appuyer l'interprétation structurale et contribuer à délimiter les cibles d'exploration prioritaires pour les phases ultérieures, qui pourraient inclure des forages.
STRATÉGIE D'EXPLORATION DU GAZ NATUREL DANS LE BASSIN DE L'OUEST DU CUMBERLAND – PROF. MARC RICHER-LAFLECHE
Le programme d'exploration de QIMC vise à évaluer une vaste région de la Nouvelle-Écosse, s'étendant sur plus de 1 500 km² dans le comté de Cumberland. Malgré son étendue, l'ouest du bassin de Cumberland, incluant les secteurs de New Salem et d'Apple River, demeure essentiellement inexploré. Même dans les parties plus centrales du bassin, la découverte récente d'importantes anomalies d'hydrogène dans les secteurs de Little Forks–Springhill et de Southampton indique que le potentiel énergétique global du bassin reste encore mal défini.
À l'exception du charbon, largement documenté par les pouvoirs publics et l'industrie, les données sur le potentiel en hydrogène, en gaz naturel et en condensats du comté de Cumberland restent rares. Afin d'orienter les futures explorations, il est essentiel de distinguer les processus géologiques qui régissent la production et la migration de l'hydrogène de ceux qui régissent les hydrocarbures conventionnels.
L'HYDROGÈNE NATUREL
Des concentrations élevées d'hydrogène ont été identifiées dans deux domaines principaux :
- La zone de transition des hautes terres de Cobequid et du bassin de Cumberland, où les roches du socle précambrien au dévonien sont disséquées par des failles décrochantes dextres polyphasées de longue durée et recouvertes par des unités sédimentaires carbonifères (modèle R2C2).
- Le bassin central de Cumberland (par exemple, Little Forks–Springhill–Southampton), où des structures verticalisées associées à la tectonique du sel diapirique déforment la séquence carbonifère.
Dans les deux contextes, les fractures et anisotropies crustales profondes, générées par des failles décrochantes ou la tectonique salifère, constituent probablement des voies de migration verticale pour l'hydrogène. Ces structures pourraient expliquer les concentrations élevées d'hydrogène observées lors des analyses de gaz du sol de 2025 et des forages de 2026 à West Advocate. Globalement, le système hydrogène semble impliquer une source profonde issue du socle et des couloirs de fractures orientés verticalement qui canalisent l'hydrogène vers la surface.
GAZ NATUREL CONVENTIONNEL ET CONDENSATS
L’exploration du gaz naturel et des condensats nécessite un modèle adapté aux systèmes d’hydrocarbures établis dans les Maritimes. Les travaux antérieurs compilés dans le rapport de synthèse de l’évaluation du potentiel pétrolier et gazier des bassins de Windsor et de Cumberland (NSDOE OFR 2017 03) mettent en lumière plusieurs éléments clés concernant le bassin de Cumberland.
ROCHES SOURCES D'HYDROCARBURES
Le bassin devrait contenir des schistes lacustres et des unités riches en charbon capables de générer des hydrocarbures gazeux. La source des schistes lacustres riches en matière organique se situerait en profondeur (Groupe Horton), au sein de dépressions structurales où les conditions d'enfouissement ont favorisé la génération thermogénique de gaz et de condensats. Un défi majeur dans l'ouest du Cumberland réside dans l'absence de forages profonds permettant de confirmer la présence et la maturité de ces roches mères. Cependant, de multiples indices indépendants, notamment des analogues géologiques régionaux, des données géochimiques organiques, des modélisations d'enfouissement et thermiques, ainsi que des anomalies de gaz du sol à New Salem, appuient fortement la présence en profondeur de schistes lacustres du Groupe Horton, riches en matière organique et thermogéniquement matures. Démontrer l'existence et la qualité de ces roches mères demeure une étape cruciale pour évaluer le potentiel en hydrocarbures du bassin.
VOIES DE MIGRATION, RÉSERVOIRS ET JOINTS
Un réseau de failles recoupant la succession sédimentaire a pu faciliter la migration des hydrocarbures vers les réservoirs potentiels de grès et de conglomérats sus-jacents. Des pièges structuraux se sont probablement formés au niveau d'anticlinaux et de failles normales associés à la tectonique salifère, créant ainsi des conditions favorables à l'accumulation d'hydrocarbures.
Les unités de schiste plus récentes du groupe de Cumberland pourraient probablement assurer l'étanchéité régionale, tandis que les formations d'évaporites au sein des zones diapiriques offrent des barrières imperméables très efficaces, renforçant ainsi le potentiel de piégeage des hydrocarbures.
STRATÉGIE D'EXPLORATION DANS LE BASSIN DE CUMBERLAND – PROF. MARC RICHER-LAFLECHE
Dans un bassin frontalier sans forage préalable, l'approche la plus efficace consiste en une stratégie progressive de réduction des risques intégrant la télédétection, la géologie, la géochimie, la géophysique et le forage ciblé. Les investigations multidisciplinaires du sous-sol permettent une délimitation rapide des zones prioritaires, réduisant ainsi les coûts d'exploration en limitant le recours à des méthodes onéreuses telles que la sismique réflexion profonde et le forage. La stratégie proposée pour l'ouest du comté de Cumberland s'inspire du programme de l'INRS dans le Bas-Saint-Laurent, qui a permis d'évaluer avec succès le potentiel en hydrocarbures sur plus de 5 000 km² dans la région de Témiscouata.
MÉTHODOLOGIE
L'exploration proposée se déroulera en quatre phases :
PHASE 1 : Analyse des données géophysiques de télédétection régionale et de champ potentiel
- Intégration SIG des données satellitaires et autres données spatiales gouvernementales (imagerie multispectrale, MNT, LiDAR).
- Interprétation et modélisation des données magnétiques et gravimétriques régionales pour définir l'architecture du bassin, la profondeur du socle et les principales tendances structurales.
PHASE 2 : Géophysique mobile et géochimie des gaz du sol
Les équipes sur le terrain seront déployées :
- Relevés par drone (imagerie multispectrale pour la détection d'anomalies géobotaniques liées aux hydrocarbures ; imagerie thermique), mesures LiDAR haute résolution, relevés magnétométriques haute résolution.
- Les levés effectués à l'aide d'ATV (magnétométrie mobile au niveau du sol, radiométrie spectrométrique gamma, conductivité TDEM).
- Levés gravimétriques au sol.
- Échantillonnage des gaz du sol pour les hydrocarbures C1–C4, l'hydrogène et l'hélium.
La géochimie des gaz du sol est la méthode la plus rapide et la plus directe pour détecter les systèmes d'hydrocarbures actifs, car elle confirme si des gaz thermogéniques profonds migrent vers le haut, ce que la géophysique seule ne peut établir.
Les zones prioritaires identifiées à partir de ces ensembles de données seront sélectionnées pour des levés détaillés de tomographie géoélectrique et audiomagnétotellurique (AMT) afin d'imager les failles et les plis souterrains dissimulés sous la couverture quaternaire.
PHASE 3 : Géophysique à haute pénétration
Cette phase se concentre sur l'imagerie du sous-sol profond pour évaluer les anisotropies structurales associées aux pièges et réservoirs potentiels ou l'évaluation des corridors de migration de gaz liés aux failles :
- Levés TDEM haute puissance utilisant un équipement INRS capable d'injecter des tensions et des intensités élevées (550 V, 150 ampères) dans des boucles à l'échelle du kilomètre, atteignant des profondeurs d'investigation allant jusqu'à 5 km.
- Des levés de réflexion sismique 2D et des grilles sismiques 3D localisées pour appuyer les décisions de forage futures.
La détection d'anomalies de polarisation circulaire profondes permettra d'optimiser la détection des gisements de gaz naturel et de condensats. La sismique profonde à haute résolution est essentielle à l'exploration du gaz naturel car elle offre une méthode fiable pour imager les structures profondes du sous-sol qui contrôlent la migration, le piégeage et la géométrie des hydrocarbures dans les gisements.
PHASE 4 : Programme de forage
La dernière phase des travaux consiste à synthétiser les données afin de procéder à la première étape de forage au diamant, qui est essentielle pour obtenir des données pour l'étape de modélisation du bassin et pour évaluer si les conditions locales dans le bassin permettent la migration et le piégeage des hydrocarbures.
Une campagne de forage au diamant (≤2 km de profondeur) permettra d'obtenir des échantillons de carottes pour évaluer la porosité et la perméabilité du réservoir, caractériser la présence d'unités rocheuses étanches et tester les cibles de gaz naturel de faible à moyenne profondeur au sein du groupe Cumberland.
À propos de la Société des matériaux innovants du Québec (SMIQ)
Québec Matériaux Innovatifs Corp. est une société nord-américaine d'exploration et de développement qui fait progresser un portefeuille de projets d'hydrogène naturel et de minéraux critiques. La Société déploie son modèle d'exploration d'hydrogène à grande échelle au Québec, en Ontario, en Nouvelle-Écosse et au Minnesota (États-Unis), en tirant parti de son cadre exclusif R2G2™ développé en collaboration avec l'INRS. QIMC s'engage envers le développement durable, la gérance environnementale et l'innovation, dans le but de soutenir les initiatives en matière d'énergie propre et de décarbonation.
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QUÉBEC MATÉRIAUX INNOVANTS CORP.
John Karagiannidis
Président et chef de la direction
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