Les résultats obtenus appuient un modèle intégré d'exploration conventionnelle de gaz et d'hélium, s'inscrivant dans le même cadre structural régional interprété que celui de la découverte d'hydrogène de Bennett Hill par QIMC. L'acquisition d'environ 50 kilomètres linéaires de données sismiques 2D est en cours.
Montréal (Québec) – le 6 octobre 2026 – Québec Matériaux Innovants Corp. (CSE : QIMC) (OTCQB : QIMCF) (FSE : 7FJ) (“ QIMC ” ou la “ Société ”) annonce aujourd’hui les résultats des analyses de gaz du sol C1 à C4 de son programme New Salem–Apple River de 2026 en Nouvelle-Écosse et présente une interprétation intégrée de la région, faisant suite aux résultats des analyses d’hélium et géophysiques annoncés les 24 et 29 septembre 2026. Le communiqué présente l’interprétation gravimétrique régionale qui identifie un sous-bassin sédimentaire – une nouvelle zone potentielle de production de gaz – immédiatement à l’ouest de New Salem, et explique le lien entre le corridor gazier New Salem–Apple River et le corridor d’hydrogène naturel propre Apple River–Bennett Hill de la Société, situé le long de la zone de faille de North Cobequid. L’interprétation et le modèle géologique ont été préparés par le professeur Marc Richer-Laflèche, Ph. D., de l’Institut national de la recherche scientifique (INRS), Québec.
Le système gazier New Salem–Apple River
- Source: les schistes lacustres riches en matière organique du groupe Horton — l'horizon que l'industrie pétrolière et gazière a historiquement ciblé dans le bassin de Cumberland — avec du kérogène de type II-III à maturité thermogénique (données du gouvernement de la Nouvelle-Écosse); un socle contenant de l'uranium et du thorium, le corps intrusif magnétique sous les zones B et C et le granite dévono-carbonifère pour l'hélium.
- Cuisine: Une anomalie gravimétrique régionale située immédiatement à l'ouest de New Salem marque un sous-bassin sédimentaire où la section carbonifère s'épaissit. Les concentrations de gaz du sol C1 à C4 augmentent à mesure que le champ gravimétrique diminue vers le centre de cette dépression.
- Migration: trois failles régionales (FI, F-II, F-III) enracinées dans le grain du socle précambrien, le long desquelles le gaz atteint aujourd'hui la surface — gaz humide thermogénique sur FI et F-II (zones A et E), hélium sur F-III (zones B et C) et F-II (zone D).
- Structures candidates le long des failles FI à F-III et de la rampe bassin-socle, à imager par le programme sismique de 2026.
- Les évaporites du groupe Windsor (sel et anhydrite) constituent le joint régional le plus efficace ; leur présence sous le fairway doit être testée par des études sismiques et des forages.
- Empreinte: un corridor central contrôlé par une faille de 20 à 30 km² à l'intérieur d'un corridor anormal s'étendant sur environ 18 km de West Advocate jusqu'aux lignes de levé orientales, à l'extrémité ouest du corridor Apple River–Kirkhill de 43 kilomètres, sur lequel les découvertes d'hydrogène naturel propre de la Société à Bennett Hill ont été forées.
Pourquoi c'est important
Il y a un an, le bassin de Cumberland sud-ouest et sa zone de transition vers les hautes terres de Cobequid étaient des territoires inexplorés, pratiquement sans forage et avec une très faible densité de données géoscientifiques ; les explorations industrielles antérieures s’étaient concentrées sur les parties centrale et orientale du bassin. On y compte désormais plus de 1 000 analyses indépendantes de gaz du sol pour l’hélium et les C1 à C4, des données gravimétriques régionales de la Nouvelle-Écosse, des données aéromagnétiques provinciales retraitées, de nouvelles données magnétiques au sol haute résolution de QIMC et une nouvelle interprétation structurale – autant d’éléments qui convergent vers un ensemble de structures à faible profondeur, dans un comté doté d’infrastructures de transport de gaz existantes et dans une province importatrice nette de gaz naturel.
- Une charge d'hydrocarbures active. La signature dominante des gaz du sol sur l'ensemble de la zone étudiée est thermogénique, et la plupart des échantillons se situent dans le champ du gaz humide. Ceci indique la présence d'un système d'hydrocarbures dans la colonne stratigraphique sous New Salem–Apple River – condition préalable à toute exploitation gazière conventionnelle, et raison pour laquelle les levés de gaz du sol sont effectués avant les levés sismiques.
- Une cuisine source de candidats. Les anomalies d'éthane les plus importantes se situent au-dessus d'une zone de faible densité gravimétrique régionale interprétée comme un épaississement du bassin sédimentaire, qui pourrait dissimuler le schiste lacustre riche en matière organique du groupe Horton, identifié par le ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse comme la principale incertitude géologique concernant le potentiel gazier conventionnel du bassin.
- Trois gaz, une structure porteuse. Les hydrocarbures, l'hélium et l'hydrogène naturel pur se distinguent par leur origine et leur chronologie, mais semblent partager des structures communes : du gaz thermogénique associé au bassin, de l'hélium au-dessus d'un corps magnétique profond recoupé par la faille F-III, et de l'hydrogène dominant vers les hautes terres de Cobequid, où les forages de Bennett Hill de la Société ont révélé des concentrations allant jusqu'à 301 TP3T H₂. Les actifs de la Nouvelle-Écosse ne dépendent plus d'une seule matière première ni d'un seul marché.
- Conventionnel, sans fracturation hydraulique, sans stimulation des réservoirs. Le gisement frontalier de New Salem–Apple River est un système gazier conventionnel situé le long du corridor d'hydrogène naturel propre Apple River–Bennett Hill de la Société. La Société n'utilise pas et n'a pas l'intention d'utiliser la fracturation hydraulique ni aucune autre forme de stimulation des réservoirs en Nouvelle-Écosse.
- Des analyses scientifiques indépendantes. Toutes les analyses de gaz du sol ont été réalisées par GeoFrontiers Corporation. (Wichita Falls, Texas), un laboratoire géochimique indépendant possédant une expérience analytique dans l'exploration du pétrole, du gaz naturel et de l'hélium remontant à 1978. L’interprétation géologique et géophysique a été préparée par le professeur Marc Richer-Laflèche, docteur en sciences, INRS.
“ QIMC a abordé sa découverte d'hydrogène propre en Nouvelle-Écosse, et maintenant d'hélium et de gaz humide/condensat, de manière systématique, avec des données indépendantes, chaque étape conditionnant la suivante. ” a déclaré John Karagiannidis, président et chef de la direction. En douze mois, nous sommes passés d'un simple profil sismique de 28 stations à une zone d'exploration novatrice présentant une charge thermogénique active, une zone potentielle de production de gaz et les failles le long desquelles le gaz affleure aujourd'hui. Ces découvertes sont étayées par plus de 1 000 analyses indépendantes d'hélium et de gaz du sol (C1-C4), des données gravimétriques régionales, aéromagnétiques et de nouvelles données magnétiques au sol, interprétées par l'un des plus éminents géoscientifiques universitaires du Canada. Il en résulte une zone d'exploration conventionnelle, peu profonde et riche en plusieurs gaz, située sur la même structure de socle de 43 kilomètres que nos découvertes d'hydrogène naturel propre à Bennett Hill, dans une région dotée d'infrastructures gazières existantes et connaissant un déficit d'approvisionnement structurel. Nous menons ce projet avec la rigueur que mérite ce gisement, grâce à 50 kilomètres de lignes sismiques 2D conçues pour imager les structures sous-jacentes aux anomalies. Prenons du recul et considérons ce que QIMC détient désormais en Nouvelle-Écosse : deux districts, une structure de socle et trois gisements de gaz. À l'est, cinq forages répartis sur deux centres de forage ont permis d'atteindre des réserves d'hydrogène naturel propre jusqu'à 301 TP3T à Bennett Hill. À l'ouest, à New Salem–Apple River présente les concentrations d'hélium les plus élevées de notre programme, une signature de gaz thermogénique humide sur un corridor de 18 kilomètres au-dessus d'une anomalie gravimétrique régionale négative, et de multiples cibles structurales que la sismique teste actuellement. Ensemble, ces éléments forment un corridor multi-gaz de 43 kilomètres.“
Système multigaz dans la région de New Salem–Apple River
Suite aux travaux d'exploration d'hydrogène menés en 2025, qui ont suggéré la présence possible d'hydrocarbures C1-C4 dans les terrains du bassin de Cumberland et dans la zone de transition vers les hauts plateaux de Cobequid, une étude des gaz du sol (C1-C4) a été réalisée dans les secteurs de New Salem et d'Apple River. Cette étude visait à vérifier la présence probable d'hydrocarbures dans la partie sud-ouest du bassin et à évaluer l'éventuelle présence, en profondeur au sein de la séquence sédimentaire carbonifère, d'une roche mère riche en matière organique et thermiquement mature.
La géochimie des gaz du sol (C1-C4) est largement utilisée dans l'industrie car elle permet la détection directe des micro-suintements d'hydrocarbures provenant du sous-sol. Elle est généralement employée lors de la phase de prospection, avant les levés sismiques. Une anomalie des gaz du sol indique la présence d'hydrocarbures, autrement dit, qu'un système pétrolier est actif quelque part dans la colonne stratigraphique.
La figure 1 compile les données sur les gaz du sol issues des enquêtes de 2025 et 2026, analysées par GeoFrontiers.. Ces données servent en premier lieu à déterminer le type d'hydrocarbures probablement responsables des signatures C1–C4 mesurées dans les sols (C1 : méthane ; C2 : éthane ; C3 : propane ; C4 : butane). Dans un premier temps, un diagramme adapté de Bernard et al. (1978) et Haworth et al. (1985) a été utilisé. Il croise deux rapports moléculaires classiques pour distinguer les échantillons à signature biogénique de ceux à signature thermogénique ou mixte : le rapport de Bernard, C1 / (C2 + C3), et le rapport d'humidité, [(C2 + C3 + C4) / (C1 + C2 + C3 + C4)] × 100.
Dans le cas présent, les signatures biogéniques et mixtes représentent ensemble environ 21 TP3T des échantillons classés. Cette faible proportion est cohérente avec la nature des sites d'échantillonnage, situés principalement sur des dépôts glaciaires pauvres en matière organique. Compte tenu du grand nombre d'échantillons et de leur regroupement, les données suggèrent fortement que la signature dominante dans cette partie du bassin de Cumberland est thermogénique. L'indice d'humidité est un indicateur semi-quantitatif du type de fluide potentiellement présent en profondeur (gaz sec, gaz humide ou pétrole). Ici, les données indiquent une signature dominante de gaz humide (861 TP3T des échantillons). Le gaz sec représente 8,71 TP3T, et un petit nombre d'échantillons (3,41 TP3T) se situent dans la gamme condensat-pétrole.
Figure 1. Diagramme de subdivision des analyses de gaz du sol C1–C4 de la zone New Salem–Apple River, basé sur les indices de Bernard et d’humidité. L’indice d’humidité n’inclut pas le pentane, qui n’est pas analysé dans ce type d’étude. Interprétation : Prof. M. Richer-Laflèche, INRS.
Le diagramme basé sur les rapports de Pixler (Pixler, 1969 ; voir par exemple Rasheed et al., 2015) (figure 2) présente une tendance similaire à celle de la figure 1. Les données des premier et troisième quartiles des rapports C1/C2, C1/C3 et C1/C4 se situent, comme la médiane, dans le domaine du gaz humide, avec une proportion plus faible dans les domaines du gaz sec ou du pétrole. Cette comparaison des deux méthodes confirme la cohérence de l’interprétation de l’origine des hydrocarbures C1–C4 détectés dans les sols.
Figure 2. Diagramme de subdivision des analyses de gaz du sol C1–C4 de la zone New Salem–Apple River basé sur les rapports Pixler (C1/C2, C1/C3 et C1/C4).
Le sous-bassin sud-ouest : la gravité situe la cuisine
Pour mettre en évidence l'importance des fortes concentrations d'hydrocarbures C1-C4 observées dans les sols de la région de New Salem-Apple River, l'éthane (C2) a été utilisé car, contrairement au méthane, il s'agit d'un gaz essentiellement produit par des réactions thermogéniques au sein de la roche. La figure 3 montre que les sols présentant des anomalies en hydrocarbures C1-C4 ne se limitent pas aux roches du groupe de Cumberland : les sols recouvrant les roches de la formation de Rapid Brook (groupe de Horton) présentent également des concentrations anormales d'éthane et d'autres gaz.
La carte des anomalies de Bouguer est instructive à cet égard, car elle révèle une corrélation spatiale entre une anomalie gravimétrique négative et les anomalies d'éthane les plus marquées (figure 4). Dans un bassin sédimentaire, où un socle plus ancien et plus dense côtoie des roches sédimentaires moins denses, les anomalies gravimétriques négatives reflètent le plus souvent un épaississement de la séquence sédimentaire, ce qui accroît notamment la probabilité de présence de roches mères riches en matière organique. Dans le secteur de Cumberland, cet épaississement du bassin pourrait masquer en profondeur l'unité de schiste lacustre riche en matière organique, élément manquant dans les modèles actuels d'évaluation du potentiel en hydrocarbures de cette partie du bassin (par exemple, Hayes et al., 2017).
Figure 3. Anomalies d'éthane (ppmv) projetées sur la carte géologique simplifiée du gouvernement de la Nouvelle-Écosse.
Figure 4. Anomalies d'éthane (ppmv) projetées sur la carte gravimétrique de l'anomalie de Bouguer. Interprétation : Prof. M. Richer-Laflèche, INRS.
Hydrogène, hélium et gaz humide/condensé dans un seul système géologique
La partie sud-ouest du bassin de Cumberland et sa zone de transition vers les hauts plateaux de Cobequid forment un contexte géologique et structural complexe où les hydrocarbures, l'hydrogène et l'hélium peuvent coexister. Ils partagent probablement des structures communes, mais leurs origines diffèrent dans le temps et l'espace. Comprendre la géologie et la formation des gaz observés dans la zone d'étude nécessite donc une approche 4D (3D + temps).
L'hydrogène naturel proviendrait principalement de l'oxydation du fer ferreux (Fe²⁺) par les eaux souterraines. Cette réaction affecte les minéraux ferromagnésiens (olivine, pyroxènes, amphiboles, biotite) et la magnétite présents dans les roches mafiques des hauts plateaux de Cobequid, comme les gabbros et les basaltes associés aux intrusions et aux séquences volcaniques bimodales (Pe-Piper et Piper, 2002). L'eau, en oxydant le Fe²⁺ en Fe³⁺, est réduite et libère du H₂. La circulation des fluides le long des failles et des fractures favorise cette réaction en exposant continuellement de nouvelles surfaces minérales. Un second mécanisme pourrait également intervenir : la radiolyse de l'eau, c'est-à-dire sa désintégration par le rayonnement émis par l'uranium, le thorium et le potassium présents dans les granitoïdes voisins (Sherwood Lollar et al., 2014 ; Klein et al., 2020). La production d'hydrogène est récente à l'échelle des temps géologiques et, selon certaines hypothèses, pourrait fonctionner comme un système ouvert, fournissant en continu du gaz au sous-sol sur de longues périodes (Zgonnik, 2020).
À l'inverse, l'hélium crustal est presque entièrement d'origine radiogénique (⁴He), produit par la désintégration de l'uranium et du thorium concentrés dans les minéraux accessoires (zircon, monazite, apatite) des roches intrusives et métamorphiques felsiques, notamment celles du socle (Ballentine et Burnard, 2002). Une roche-mère riche en uranium et en thorium accumule l'hélium pendant plusieurs centaines de millions d'années ; un événement structural, magmatique ou métamorphique peut alors le libérer, après quoi il migre à travers la croûte et peut s'accumuler, notamment dans les réservoirs d'hydrocarbures du bassin (Danabalan et al., 2022 ; Cheng et al., 2023).
La présence de gaz humide et de condensat dépend de l'évolution du bassin sédimentaire. La roche mère la plus probable est le schiste lacustre riche en matière organique du Groupe de Horton (Carbonifère inférieur) (Hayes et al., 2017), déposé dans des lacs de rift et enfoui dans la fenêtre à huile, puis dans la fenêtre à gaz humide. La Formation Albert, dans le bassin de Moncton au Nouveau-Brunswick, est un analogue reconnu (Mukhopadhyay, 1995 ; Ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse, 2017). Le système requiert également des roches réservoirs, des pièges structuraux et une étanchéité parfaite. Les évaporites du Groupe de Windsor (Viséen), composées de sel et d'anhydrite, constituent l'étanchéité la plus efficace de la région et présentent une faible perméabilité à l'hélium et à l'hydrogène, deux gaz particulièrement mobiles. Dans le bassin de Cumberland, la mobilité du sel a engendré des diapirs et des mini-bassins (Waldron et al., 2013) ; ces structures créent des pièges, mais aussi des soudures de sel et des failles susceptibles de servir de voies de fuite.
Dans un tel contexte, on peut s'attendre à un mélange de gaz, ainsi qu'à la présence de réservoirs contenant du gaz naturel (avec condensat), de l'hydrogène et de l'hélium. Plus au sud, vers les hauts plateaux de Cobequid, la couverture sédimentaire carbonifère s'amincit puis disparaît, emportant avec elle le système pétrolier : roche mère, réservoirs et couverture évaporitique. Le système devient alors majoritairement dominé par l'hydrogène. Ce constat est corroboré par des milliers d'analyses de gaz du sol et par des analyses d'eau et de boue provenant des cinq forages du QIMC réalisés en 2026 dans les secteurs de West Advocate et de Bennett Hill.
Le système sur la carte sismique
La carte de synthèse (figure 5) illustre les relations spatiales entre les anomalies d'hydrocarbures C1–C4 (notamment l'éthane), l'hélium et les principales failles de la zone d'étude. Cette distribution révèle un découplage entre les hydrocarbures C1–C4 et l'hélium, ce dernier tendant à se concentrer au-dessus d'une masse magnétique profonde, interprétée comme un corps plutonique sous-jacent au bassin. Cette masse est recoupée par la zone de faille F-III, ce qui expliquerait la distribution particulière de l'hélium. En revanche, les anomalies d'éthane les plus marquées se situent entre les failles FI et F-II, et plus précisément dans la zone d'atténuation de l'anomalie de Bouguer, correspondant à un approfondissement du bassin, interprété comme une rampe favorisant la migration des gaz vers la surface (figure 4).
La figure 5 illustre également les lignes de levé sismique 2D actuellement en cours d'acquisition. Ce tracé a été établi en fonction de la distribution des anomalies d'hydrogène, d'hydrocarbures C1-C4 et d'hélium, ainsi que de l'interprétation des données gravimétriques et aéromagnétiques.
Figure 5. Le système gazier New Salem–Apple River sur la carte du programme sismique 2D. La ligne Diligent River 7 se situe hors carte (à l'est), de même que les lignes Reid Farm (West Advocate) 3a et 3b (au sud). La carte indique également l'emplacement des forages DDH-26-04 et DDH-26-05, qui ont recoupé de très fortes concentrations d'hydrogène (boue et espace de tête d'eau). NCF et SCF : failles de Cobequid Nord et Sud. Compilation : Prof. M. Richer-Laflèche, INRS.
Contexte géologique et historique de l'exploration des hydrocarbures dans le bassin de Cumberland
Le bassin de Cumberland est un sous-bassin carbonifère du bassin des Maritimes. Depuis les années 1970, il a fait l'objet de plusieurs campagnes d'exploration pétrolière et gazière, dont aucune n'a abouti à une production commerciale. Une première phase, menée par Chevron dans les années 1970 et 1980, a évalué son potentiel conventionnel au moyen de levés sismiques et de quelques puits. Dans les années 1990 et 2000, l'attention s'est portée sur le potentiel de méthane de houille (CBM) des unités riches en charbon du groupe de Cumberland. En 2014, l'adoption d'un moratoire provincial sur la fracturation hydraulique a gelé toute activité non conventionnelle pendant plus d'une décennie, jusqu'à la réouverture législative amorcée en 2025.
Les travaux d'exploration menés jusqu'à présent se sont concentrés sur les parties centrale et orientale du bassin, notamment autour du gisement houiller de Springhill et du corridor Amherst–Nappan–Pugwash. Le secteur sud-ouest, où QIMC est active depuis 2025, a été largement négligé. Les premiers puits conventionnels (années 1970-1980) étaient situés plus au nord et à l'est, vers la côte du détroit de Northumberland et la région d'Amherst. La zone de Springhill, de la rivière Hebert et de Joggins a concentré la majeure partie de l'exploration du méthane de houille (Resources Enterprises en 1994, puis Stealth Ventures et Contact Exploration de 2005 à 2009). C'est également dans cette partie du bassin que le charbon a été exploité commercialement, notamment à Springhill et à Joggins, du XIXe siècle jusqu'à la seconde moitié du XXe siècle.
En revanche, la partie sud-ouest du bassin, dans la région d'Apple River–New Salem, n'avait pratiquement fait l'objet d'aucun forage ni d'aucune étude détaillée avant l'arrivée de QIMC. Ce secteur, plus proche des hautes terres de Cobequid et de la baie de Fundy, est une zone d'exploration pionnière où les données sont extrêmement rares. Le concept d'exploitation repose donc principalement sur l'extrapolation de données et de modèles régionaux plutôt que sur des données de puits. Dans ce secteur, l'absence de forage explique, entre autres, pourquoi la présence de schistes riches en matière organique dans le groupe Horton (la roche mère) ne peut être confirmée. Selon le rapport 2017-03 du NSDOE (Hayes et al., 2017), ce manque d'exploration, combiné à l'absence de confirmation, constitue la principale incertitude géologique concernant le potentiel conventionnel de gaz naturel du bassin de Cumberland..
Pas de fracturation hydraulique, pas de stimulation des réservoirs
Les gaz identifiés à New Salem–Apple River — hélium, hydrocarbures thermogéniques et, ailleurs dans le corridor, hydrogène naturel pur — migrent naturellement vers la surface par le biais de failles et le long de l'interface avec le socle. Le modèle d'exploration est donc conventionnel. QIMC n'utilise ni la fracturation hydraulique ni aucune autre forme de stimulation des réservoirs et n'a aucune intention de le faire en Nouvelle-Écosse. Il s'agit d'un modèle d'exploration à flux naturel et à faible impact environnemental, conforme à l'approche de la Société concernant l'hydrogène naturel pur à Apple River–Bennett Hill.
Références
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Personne qualifiée
Les informations scientifiques et techniques contenues dans ce communiqué ont été examinées et approuvées par le professeur Marc Richer-Laflèche, Ph. D., géo., de l’Institut national de la recherche scientifique (INRS), personne qualifiée au sens du Règlement 43-101. Le professeur Richer-Laflèche a dirigé l’interprétation géologique et géophysique décrite dans ce communiqué.
Les données géologiques et géophysiques à la base de ce communiqué ont été interprétées et le modèle intégré New Salem–Apple River préparé par le professeur Marc Richer-Laflèche, Ph.D., de l’Institut national de la recherche scientifique (INRS), Québec, qui conseille la Société sur le bassin de Cumberland depuis le début du programme.
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Mise en garde concernant les énoncés prospectifs
Ce communiqué de presse contient des énoncés prospectifs et des informations prospectives au sens des lois canadiennes sur les valeurs mobilières applicables. Ces énoncés comprennent, sans s'y limiter, la portée, le calendrier et les objectifs prévus du programme sismique élargi de la Société en Nouvelle-Écosse; l'échantillonnage supplémentaire de gaz du sol et l'interprétation des résultats d'hydrocarbures C1 à C4; la contribution anticipée des études géologiques, géochimiques et géophysiques intégrées au ciblage de l'exploration; les forages et les essais souterrains futurs potentiels; et la stratégie de la Société visant à évaluer les accumulations potentielles de gaz conventionnel sans fracturation hydraulique ni stimulation du réservoir. Les énoncés prospectifs sont généralement identifiés par des termes comme “ prévoit ”, “ s'attend à ”, “ a l'intention de ”, “ anticipe ”, “ potentiel ”, “ pourrait ”, “ sera ” et autres expressions similaires, bien que tous les énoncés prospectifs ne contiennent pas nécessairement ces termes.
Le système gazier de New Salem–Apple River décrit dans ce communiqué est défini par la géochimie et la géophysique de surface et n'a pas fait l'objet de forages. La géochimie des gaz du sol indique la présence d'hydrocarbures, mais ne permet pas de localiser un réservoir ou un piège, ni de confirmer l'étanchéité du gisement. Les références à une zone source, à des structures potentielles et à une étanchéité régionale constituent des interprétations géologiques des données géophysiques de surface et régionales et n'indiquent pas la présence d'hydrocarbures en sous-sol ni l'existence d'une quelconque accumulation. Aucune estimation des ressources ou des réserves n'a été établie pour New Salem–Apple River et aucune n'est sous-entendue. Les résultats des forages effectués par la Société à Bennett Hill, à 10 à 15 km à l'est, ne sont pas nécessairement représentatifs des conditions à New Salem–Apple River. Toutes les déclarations concernant les activités futures d'exploration, de sismique et de forage sont prospectives.
La composition des gaz du sol peut être altérée lors de leur migration et au sein même du sol. Par exemple, l'oxydation de l'éthane en éthylène pourrait modifier les indices d'humidité et de Bernard, et certains échantillons pourraient ainsi passer du domaine des gaz humides à celui des gaz secs. Les analyses isotopiques permettront d'affiner cette classification et de clarifier les processus susceptibles d'avoir modifié la composition des gaz thermogéniques.