Les travaux d’exploration menés sur le territoire québécois ont permis la découverte et la mise en production de trois gisements de gaz naturel. Ces trois gisements sont ceux de Pointe-du-Lac (production de 2,5 Bcf), de Saint-Flavien (5,7 Bcf) et celui de Galt (réserve d’un puits estimée à près de 1 Bcf). Respectivement, ces trois gisements ont été développés et produits par Laduboro, SOQUIP et Junex. Les deux premiers sont épuisés et actuellement convertis en stockage souterrain de gaz naturel alors que le troisième est présentement en production et en cours de développement sous la supervision de Junex.

Pointe-du-Lac

Le gisement de Pointe-du-Lac, situé sur la rive-nord du lac Saint-Pierre, a été découvert au milieu du XXe siècle. En 1955, Joseph Auger de Pointe-du-Lac termine le forage d’un puits entrepris en 1948 à 60 mètres de profondeur. À la suite d’une venue de gaz, il en perd le contrôle et recourt à des experts pour l’obturer. Pendant l'éruption, qui dura 72 jours, on estime que 10 millions de mètres cube de gaz se sont échappés du puits.

En 1966, les puits producteurs sont reliés entre eux par un réseau collecteur. Un gazoduc achemine le gaz vers certaines industries de Trois-Rivières. L‘exploitation du gisement de Pointe-du-Lac a pris fin en 1976. La zone productrice de gaz naturel est située dans les sables quaternaires bien triés reposant sur le socle rocheux à 80 mètres de profondeur. Le gaz est d’origine mixte (biogénique et thermogénique) et il est piégé dans un aquifère légèrement salé, vestige de la mer Champlain et des glaciations antérieures.

Les résultats d’études de pré-faisabilité, conduites par divers groupes dont la compagnie JALTIN, démontrent que le gisement épuisé peut être converti en réservoir souterrain. Ainsi, en juillet 1990, le Ministère a délivré le premier bail d'exploitation de réservoir souterrain de l'histoire du Québec à Intragaz.

Saint-Flavien

Le gisement de gaz naturel de Saint-Flavien a été localisé en 1972 par les travaux d’exploration de Shell Canada et de la Société québécoise d’initiatives pétrolières (SOQUIP). Le gisement a été mis en production de 1980 jusqu’en 1994, avec une production totale de 161 millions de m³ (5,7 bcf) de gaz naturel composé à 95 % de méthane sans soufre. Le gisement est situé à une quarantaine de kilomètres au sud-ouest de la ville de Québec. La structure du gisement consiste en un anticlinal formé par la mise en place de l’écaille de Saint-Flavien lors de l’orogène taconique. Le réservoir est compris dans une séquence allochtone de la plate-forme des Basses-Terres du Saint-Laurent et se retrouve stratigraphiquement dans les dolomies de la Formation de Beauharnois du Groupe de Beekmantown. À Saint-Flavien, le gaz se retrouve à deux niveaux. Une dolomie cristalline compose le niveau réservoir situé dans la partie médiane du Beauharnois. Cet horizon est caractérisé par une porosité intercristalline et vacuolaire atteignant 15%. Un réseau complexe de fractures augmente considérablement la porosité et la perméabilité du réservoir. Le niveau producteur du Beauharnois inférieur, tout juste au-dessus de la Formation de Theresa, est moins développé que le précédent. Il se compose d’une dolomie cristalline parfois gréseuse. La porosité varie de 3 % à 6 % et se présente sous forme de pores intercristallins et de fractures ouvertes. Le milieu de sédimentation, la tectonique de la région et la circulation de fluides hydrothermaux tardifs ont permis le développement et la préservation de fractures ouvertes. Ces événements augmentent la porosité par des phénomènes de dissolution permettant au réservoir d’accumuler des hydrocarbures et de préserver des propriétés pétrophysiques favorables à l’exploitation du gisement. Des gisements similaires sont en exploitation en Oklahoma, au Texas et en Arkansas dans le Sud-ouest des États-Unis.

Depuis 1997, la compagnie Intragaz exploite le plus important site d’entreposage souterrain de gaz naturel au Québec. Ce réservoir naturel a été développé à même l’ancien gisement de gaz naturel de Saint-Flavien exploité par SOQUIP entre 1980 et 1991.

Galt

Le gisement de Galt a été découvert au début des années 80 suite à un premier levé de géophysique sismique régional de SOQUIP en Gaspésie. Toutefois, la mise en production du gisement n’a débuté qu’en 2002 suite aux travaux de développement menés par Junex. Puisque la Gaspésie n’est pas reliée par le réseau de pipeline, Junex a produit le gaz grâce à la technique du gaz porté qui permet de compresser le gaz puis de le transporter par la route jusqu’au client consommateur. La production quotidienne de gaz naturel du gisement peut être assurée par les puits Galt #1 et Galt #3 qui ont une capacité de production estimée d’environ 37 milliers de pieds cubes par jour. Il faut aussi mentionner qu’en plus de sa production de gaz naturel, le puits Galt #3 produit également un débit journalier estimé à 5 barils de pétrole léger.

Les forages réalisés à ce jour permettent d’établir que la zone productrice d’hydrocarbures du gisement de Galt est située à un peu plus de 2 000 mètres de profondeur, au contact des roches siluriennes (Formation d’Indian Point) et dévoniennes (Formation de Forillon) du bassin de Gaspé. Les formations rocheuses retrouvées à ces niveaux sont des dolomies et des calcaires fossilifères peu poreux mais fracturés et altérés par des fluides hydrothermaux. Il est important de mentionner que, dans la région de Galt, la colonne saturée en hydrocarbures est supérieure à 2 000 mètres d’épaisseur. Cela signifie qu’à partir d’une profondeur de 800 mètres, chaque porosité du massif rocheux contient des hydrocarbures (gaz, huile ou condensats). Le contact entre les hydrocarbures et l’eau n’a jamais été rencontré malgré des forages d’une profondeur de 2 700 mètres.

De récents travaux de géophysiques conduits par Junex ont permis d’identifier des cibles d’exploration très prometteuses plus en profondeur du bassin. Le défi du gisement de Galt est de trouver des réservoirs dont la perméabilité et la porosité permettraient de produire de façon économique l’importante colonne d’hydrocarbures.