Une étude révèle des concentrations élevées de méthane, d'hydrocarbures C2-C4 associés et d'hélium sur une section de gaz du sol d'un kilomètre située près d'une faille normale majeure dans la partie ouest du bassin de Cumberland ; ces résultats ont été vérifiés indépendamment par GeoFrontiers.
Montréal (Québec) — 2 avril 2026 — Québec Matériaux Innovatifs Corp. (CSE : QIMC) (OTCQB : QIMCF) (FSE : 7FJ) (“ QIMC ” ou la “ Société ”) est heureuse de présenter les résultats d'une étude géochimique des gaz du sol menée en novembre 2025 dans sa zone de New Salem, située dans le bassin de Cumberland, en Nouvelle-Écosse.
L'étude a défini une section de 1,5 km de long recoupant le contact faillé entre les formations de Rapid Brook (groupe Horton) et de Ragged Reef (groupe Cumberland).
L'étude a démontré la présence d'une anomalie riche en méthane, s'étendant sur plus de 450 m, étroitement associée à d'importantes anomalies d'éthane, de propane et de butane qui pourraient correspondre à une contribution thermogénique potentielle à ces gaz.
Tous les échantillons ont été analysés indépendamment par GeoFrontiers Corporation (Texas) à l'aide de méthodes de chromatographie en phase gazeuse, fournissant une vérification externe des résultats analytiques.
La société estime que ces résultats justifient la poursuite de l'évaluation de la zone de New Salem par le biais d'études géochimiques et géophysiques complémentaires, ainsi que par la définition des cibles de forage.
POINTS FORTS DE LA DÉCOUVERTE
- Anomalie continue de 450 m de gaz du sol C1-C4 définie sur 8 stations au sein du bloc de licence EL56912
- Pic de méthane de 87,68 ppmv avec présence constante d'hydrocarbures C2-C4 dans le corridor d'anomalie
- Les concentrations d'hélium dépassent les niveaux de référence atmosphériques à tous les points d'échantillonnage, ce qui indique une anomalie de diffusion.
Commentaire de la direction
” Les résultats que nous présentons aujourd'hui constituent une avancée majeure pour le programme d'exploration de QIMC dans le bassin de Cumberland. L'ampleur et la constance de l'anomalie identifiée à New Salem soulignent le potentiel de cette cible d'exploration émergente au sein du bassin de Cumberland. Notre approche d'exploration R2G2 a permis d'identifier une anomalie continue de 450 m de gaz du sol, caractérisée par la présence de plusieurs analytes. Cette anomalie, confirmée par des données vérifiées indépendamment par GeoFrontiers, fournit une base technique solide pour les travaux de suivi. La constance des signatures d'hydrocarbures et d'hélium sur l'ensemble du corridor étudié suggère une source géologique potentiellement plus profonde, plutôt que des occurrences biogéniques isolées en surface. Ces résultats justifient la poursuite des travaux dans la zone de New Salem, en vue de la réalisation d'études géochimiques et géophysiques ciblées et de la définition d'une zone prête pour le forage. Nous sommes convaincus que cette zone mérite une évaluation systématique plus approfondie dans le cadre de notre stratégie d'exploration globale du bassin, et nous nous réjouissons de passer à la prochaine phase des travaux. ”
— John Karagiannidis, directeur général
Aperçu de la méthodologie de l'enquête
Le programme de novembre 2025 a été mené dans le cadre du permis d'exploration EL56912, un bloc de permis situé près de New Salem et d'Apple River, dans le comté de Cumberland, en Nouvelle-Écosse, comme illustré dans Figure 1. L’étude consistait en un seul parcours continu d’environ 1,5 kilomètre, avec 28 stations d’échantillonnage espacées d’environ 50 mètres, orientées nord-sud et traversant la partie centrale du bloc de permis. L’échantillonnage du segment nord (stations 100 à 1400) a été achevé le 20 novembre 2025 et celui du segment sud (stations 1500 à 1750) le 21 novembre 2025.
L’échantillonnage des gaz du sol a été réalisé selon un protocole standardisé conçu pour garantir la reproductibilité, une contamination atmosphérique minimale et une grande précision analytique. Tout le matériel d’échantillonnage sur le terrain, y compris les sondes en acier et les récipients de collecte étanches aux gaz, a été fourni par GeoFrontiers (Texas, États-Unis), dont les systèmes sont spécifiquement conçus pour les levés géochimiques des gaz du sol en surface. Les échantillons de gaz ont été prélevés dans des conteneurs pré-vidés et testés pour l'étanchéité fournis par GeoFrontiers, garantissant un stockage et un transport stables. Les analyses ont été réalisées par GeoFrontiers’ Dans un laboratoire du Texas, une chromatographie en phase gazeuse à haute sensibilité, optimisée pour la détection d'hydrocarbures à faibles concentrations, a été utilisée. Le méthane, l'éthane, l'éthylène, le propane, le propylène, l'isobutane, le n-butane et l'hélium ont été quantifiés grâce à des systèmes multidétecteurs calibrés, capables de résoudre les variations à l'état de traces des hydrocarbures saturés et insaturés.
Les 28 échantillons ont tous été expédiés à GeoFrontiers Corporation (Texas) pour une analyse indépendante par chromatographie en phase gazeuse et une vérification du contrôle de la qualité, assurant ainsi l'intégrité indépendante des données.
Figure 1 : Permis d'exploration EL56912 — Carte de localisation du levé de gaz du sol
Figure 1. Carte de base satellitaire montrant le permis d’exploration EL56912 (zone bleue) avec le profil de prospection des gaz du sol de novembre 2025 (ligne pointillée rouge) et les numéros des stations d’échantillonnage. Ce profil est situé près de New Salem, dans le comté de Cumberland, en Nouvelle-Écosse. Source : Opérations de terrain de QIMC, novembre 2025.
Principaux résultats analytiques — Hydrocarbures C1–C4 et hélium (ppmv)
| Paramètre | Minimum (ppmv) | Maximum (ppmv) | Moyenne (ppmv) | Stations > 5 ppmv | Fond atmosphérique |
| Méthane (C1) | 1.88 | 87.68 | 8.99 | 12 / 28 | 1.7–2.0 |
| Éthane (C2) | 0.0073 | 1.615 | 0.311 | — | < 0,001 |
| Propane (C3) | 0.019 | 0.5033 | 0.099 | — | < 0,001 |
| Butanes totaux (C4) | 0.0406 | 0.196 | 0.095 | — | < 0,001 |
| Hélium (He) | 5.306 | 5.722 | 5.456 | 28 / 28 | 5.240 |
Remarque : Toutes les concentrations sont exprimées en parties par million en volume (ppmv). Les valeurs de fond atmosphérique représentent les niveaux de référence typiques près de la surface pour la géologie du bassin de Cumberland. Fond atmosphérique d’hélium = 5,240 ppmv.
Résultats concernant les gaz d'hydrocarbures
L'étude a enregistré une concentration maximale de méthane (C1) de 87,68 ppmv, mesurée à la station QIMC-ARE-1050, le long du corridor de transect EL56912. Douze des 28 stations (43%) ont relevé des valeurs de méthane supérieures à 5,0 ppmv, avec un groupe de sept stations consécutives enregistrant des valeurs comprises entre 5,7 ppmv et 87,7 ppmv. Cette configuration suggère une source souterraine cohérente plutôt qu'une contamination isolée en surface. La concentration moyenne de méthane sur l'ensemble de la zone étudiée, de 8,99 ppmv, est nettement supérieure à la concentration de fond crustale typique pour ce contexte géologique.
Un élément particulièrement important pour la stratégie d'exploration de la Société est la présence constante d'hydrocarbures lourds (C2–C4) dans les zones anomales du bloc de permis EL56912. L'éthane (C2) a atteint une valeur maximale de 1,61 ppmv, le propane (C3) une valeur maximale de 0,503 ppmv et les butanes totaux (C4) une valeur maximale combinée de 0,211 ppmv. La présence simultanée de ces constituants du gaz humide et de concentrations élevées de méthane est un facteur important. (Figure 2) Cela pourrait indiquer une contribution thermogénique potentielle, permettant de distinguer les anomalies observées de sources de méthane biogéniques potentiellement moins profondes. La fraction combinée C2–C4 a atteint un maximum de 2,31 ppmv, confirmant ainsi une contribution thermogénique potentielle à la signature gazeuse observée.
Figure 2. Sections des données sur les gaz du sol montrant les hydrocarbures C1–C4 et l’hélium de l’étude de New Salem.
Les anomalies des gaz du sol observées le long de la section présentent des rapports méthane/(éthane + propane) trop faibles pour être attribués à des sources biogéniques issues de la décomposition de la matière organique forestière. La forte corrélation entre ces gaz suggère une contribution thermogénique au sein de la roche sous-jacente. Les concentrations élevées d'hydrocarbures C₂-C₄ par rapport au méthane pourraient indiquer une composition gazeuse incluant des hydrocarbures plus lourds.
La cohérence spatiale de l'anomalie d'hydrocarbures sur 1,5 kilomètre de traversée continue au sein d'un seul bloc de permis souligne l'échelle potentielle de la structure prospective sous-jacente.
Résultats de l'hélium
Une caractéristique notable de l'ensemble de données est l'élévation constante de la concentration d'hélium dans les gaz du sol sur l'ensemble des 28 stations de mesure. La concentration atmosphérique d'hélium est d'environ 5,240 ppmv ; chaque échantillon prélevé lors du programme de novembre 2025 a révélé des valeurs d'hélium supérieures à ce seuil, allant de 5,306 ppmv à 5,722 ppmv, avec une moyenne de 5,456 ppmv. Cela représente une anomalie moyenne d'environ 4,01 TP3T au-dessus du niveau de fond atmosphérique, la station présentant la valeur la plus élevée affichant une anomalie supérieure à 10,81 TP3T.
L'hélium détecté lors des analyses de gaz du sol est largement reconnu comme un traceur des flux de fluides provenant de la croûte profonde ou du manteau. L'absence de stations de référence, les 28 points d'échantillonnage présentant des concentrations d'hélium supérieures à la normale, suggère que l'ensemble du corridor étudié pourrait indiquer des voies de migration de fluides par diffusion vers la surface.
Vérification en laboratoire indépendant
Les 28 échantillons de gaz du sol ont été analysés indépendamment par GeoFrontiers Corporation, un laboratoire géochimique spécialisé basé au Texas et possédant une vaste expérience des études de gaz du sol pour les hydrocarbures et les minéraux critiques en Amérique du Nord. GeoFrontiers a utilisé la chromatographie en phase gazeuse pour quantifier les fractions d'hydrocarbures C1 à C4 et les concentrations d'hélium dans tous les échantillons soumis. Le rapport de vérification indépendant confirme l'intégrité des procédures d'échantillonnage et l'exactitude des valeurs analytiques rapportées. La direction de QIMC considère la vérification de GeoFrontiers comme un élément essentiel de l'engagement de l'entreprise envers des normes rigoureuses et indépendantes en matière de données de qualité.
Pourquoi cela importe aux investisseurs
L'identification d'une zone d'anomalie de gaz thermogénique au sein du bassin de Cumberland représente un développement important en matière d'exploration dans le cadre du programme actuel de la Société. Même si le bassin de Cumberland a pas Ce gisement a produit du gaz naturel commercial par le passé, et des preuves géologiques et géochimiques récentes montrent qu'il est prometteur et pourrait être comparable aux bassins producteurs voisins.
Jusqu'à présent, le potentiel du sous-sol du corridor EL56912 près de New Salem n'avait jamais fait l'objet d'une évaluation systématique à l'aide des techniques modernes d'analyse multi-paramètres des sols et des gaz, et aucun forage pétrolier ou gazier n'y avait été réalisé. De plus, aucune étude sismique profonde n'y avait été menée. Par conséquent, nos résultats soulignent la nécessité de poursuivre l'exploration afin d'évaluer pleinement le potentiel des ressources de la partie ouest du bassin de Cumberland.
QIMC a déployé sa méthodologie d'exploration exclusive R2G2 pour identifier et évaluer cette zone. R2G2 est une méthode d'exploration systématique et par étapes qui intègre la géochimie des gaz du sol de surface, la géophysique, la géologie structurale et la modélisation du sous-sol afin de définir des cibles de forage. Le levé de novembre 2025 marque la réussite de la première étape de la méthode R2G2 et permet d'entamer directement la deuxième étape : l'acquisition ciblée de données géochimiques et géophysiques et la définition des cibles de forage au sein du permis EL56912.
L'importance de l'ensemble de données actuel peut être résumée en trois dimensions :
- Échelle de l'anomalie : Une section de 1,5 kilomètre contenant une anomalie continue de gaz du sol de 450 m, avec une réponse diffuse d'hélium associée, est remarquable pour une étude de première passe et peut correspondre à une source géologique plus profonde potentielle plutôt qu'à une suintement localisé.
- Potentiel de l'hélium : L'anomalie de diffusion de l'hélium, constamment supérieure au niveau de fond, ouvre la voie à une double approche d'exploration. L'hélium est un gaz non renouvelable d'importance stratégique, bénéficiant de primes de marché importantes. Sa présence concomitante avec des hydrocarbures thermogéniques dans le bassin de Cumberland constitue un vecteur d'exploration jusqu'ici sous-estimé.
- Gaz condensé humide : La signature C2–C4 pourrait correspondre à celle d’un gaz humide. Contrairement à un gaz sec, une signature de gaz humide peut être associée à la présence d’hydrocarbures liquides.
La direction de QIMC entend faire progresser la nouvelle zone EL56912 grâce à un programme progressif de levés géochimiques et géophysiques ciblés, ainsi que de forages dans le corridor de l'anomalie identifiée. La Société communiquera d'autres mises à jour au fur et à mesure de l'avancement du programme. Nous entamons la prochaine phase de travaux afin de mieux définir cette cible émergente.
COMMENTAIRE SCIENTIFIQUE
Par le professeur Marc Richer Laflèche, INRS — Institut National de la Recherche Scientifique
Dans le cadre du programme d'exploration d'hydrogène de 2025, la zone d'étude a été étendue au sud du bassin de Cumberland, près de New Salem. Des analyses de gaz du sol ont été réalisées afin d'évaluer la zone de transition entre les hautes terres de Cobequid (région d'Advocate) et la limite nord du bassin de Cumberland. Les premières mesures effectuées sur le terrain par QIMC ont révélé des échantillons enrichis en composés organiques volatils. En conséquence, l'équipe d'exploration a mené une seconde campagne d'analyse de gaz du sol, ciblant spécifiquement les hydrocarbures C1-C4 dans l'environnement proche de la surface. La méthodologie employée suit l'approche de l'INRS utilisée pour évaluer le potentiel en hydrocarbures dans la région du Bas-Saint-Laurent et repose sur un protocole d'échantillonnage et d'analyse mis au point par GeoFrontiers (Texas, États-Unis).
Les résultats présentés dans ce communiqué de presse indiquent que, outre le potentiel en hydrogène, la région de Cumberland pourrait également abriter des gisements d'hydrocarbures justifiant la mise en œuvre d'un programme de phase 2 dans la région. Les anomalies observées le long de la route forestière dans le secteur de New Salem témoignent de la présence d'hydrocarbures thermogéniques au sein des formations géologiques du bassin. Les analyses de gaz du sol étant une technique de détection directe, les anomalies mesurées en surface sont significatives. peut indiquer une migration potentielle d'hydrocarbures vers la surface. Bien que ces données ne permettent pas de quantifier les ressources du sous-sol, elles sont très efficaces pour cibler les explorations ultérieures et réduire la zone nécessitant des méthodes plus intensives et coûteuses telles que la sismique réflexion et le forage.
Contexte géologique favorable au gaz naturel et au condensat dans la région de Cumberland et la région de New Salem (Figure 3)
Figure 3 – Figure montrant la géologie, la faille normale responsable de l’affaissement, les numéros de station et les anomalies dépassant 10 ppm de CH₄.
Au-delà de son passé de région productrice de charbon, le bassin de Cumberland présente des caractéristiques géologiques favorables à plusieurs ressources énergétiques, notamment la géothermie, le gaz naturel, les condensats et, surtout, l'hydrogène naturel, comme l'ont démontré les travaux du QIMC en 2025-2026. Des études antérieures sur le potentiel en hydrocarbures du bassin ont identifié des perspectives crédibles pour les gaz thermogéniques à dominante méthane avec des proportions variables de condensats (Ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse, Dossier public 2017-03). Malgré des preuves géochimiques et stratigraphiques, la région ouest de Cumberland demeure sous-explorée en matière de gaz naturel et souffre d'un faible nombre de données géoscientifiques. Par conséquent, l'équipe QIMC-INRS considère cette zone comme un excellent candidat pour une étude géophysique, structurale et géochimique intégrée afin de cibler les gisements à fort potentiel.
Les données disponibles du gouvernement de la Nouvelle-Écosse suggèrent que les sources d'hydrocarbures du bassin de Cumberland sont probablement des schistes lacustres ou deltaïques et des strates riches en charbon. L'analyse de ces unités riches en matière organique a révélé des signatures de kérogène de type III et, localement, de types II et III mixtes, avec des niveaux de maturité compatibles avec la génération de gaz thermogénique. Ces caractéristiques pourraient expliquer les anomalies de gaz du sol observées à New Salem et appuyer l'hypothèse d'un système gaz ± condensat.
Le bassin de Cumberland abrite divers pièges structuraux potentiels, résultant d'une extension syn-rift suivie d'une réactivation compressive. Parmi ceux-ci figurent des fermetures limitées par des failles, des anticlinaux situés au-dessus de failles normales listriques, des blocs faillés basculés et pivotés, des compartiments associés à des chevauchements et des anticlinaux de compartiment supérieur liés à des inversions. Certaines de ces structures sont probablement présentes dans la région de New Salem, mais l'absence de forages et de levés sismiques empêche une documentation précise de leur géométrie. Cependant, les anomalies de gaz du sol (QIMC) rapportées ici se produisent exclusivement au-dessus des roches sédimentaires de la formation de Rapid Brook (groupe de Horton). Ces roches sont séparées des roches sédimentaires plus récentes de la formation de Ragged Reef (groupe de Cumberland) par une importante faille normale d'orientation est-ouest. Un contexte hydrocarboné plausible pourrait impliquer les conglomérats et les grès de la formation de Rapid Brook, qui pourraient présenter une porosité et une perméabilité suffisantes pour servir de réservoirs. La présence d'argilites, répertoriée dans les bases de données du gouvernement de la Nouvelle-Écosse, pourrait localement constituer un scellement efficace. Sur le plan structural, le mécanisme de piégeage pourrait être lié à la faille normale, formant un piège classique de type “ bloc faillé basculé ”, fréquent dans les bassins d'extension. Le pendage vers le sud de la formation de Rapid Brook, combiné au rejet vers le nord de la faille, offre une géométrie de piège optimale. La formation de Rapid Brook pourrait représenter une cible gazière crédible si elle présente les mêmes caractéristiques de richesse en matière organique, d'épaisseur et de maturité que les schistes bitumineux connus des Maritimes. Toutefois, les données publiques et industrielles actuelles demeurent limitées, ce qui rend essentielle l'acquisition ciblée de données, notamment un programme géochimique régional initial des gaz du sol, afin de cibler les zones d'exploration prioritaires et d'estimer le potentiel en hydrocarbures de l'ouest du bassin de Cumberland.
Référence:
Hayes et al., 2017. Évaluation du potentiel pétrolier et gazier des bassins de Windsor et de Cumberland. Rapport public 2017-03 de Petrel Robertson Consulting Ltd. pour le ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse.
À propos de la Société des matériaux innovants du Québec (SMIQ)
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