Изучение времени жизни тепловых нейтронов. Области применения ИНМ
Регистр-уя тепловые нейтроны (ИННМ) или гамма-кванты (ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно опред-ть среднее время жизни тепл. нейтронов в горной породе 
, которое позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение поглощения тепловых нейтронов.
Импульсы источника повторяются через небольшое время (обычно 10—400 раз в 1 с) и при ИННМ (ИНГМ) регистрируется интенсивность тепловых нейтронов (гамма-квантов) для некоторого значения времени задержки t, усредненная по большому числу импульсов источника. Измерения при ИННМ (ИНГМ) выполняют либо при дв-ии прибора по стволу скв-ны (и в результате получают непрерывные диаграммы для двух-трех каналов с различными значениями времени задержки), либо иногда при неподвижном приборе (на точках) для повышения точности.
В первом случае о значении 
судят по отношению показаний на двух каналах: чем меньше 
, тем больше различаются эти показания. Количественное определение получают по формуле (предполагается, что ширина «окон» ∆t в обоих каналах одинакова)
,
где t1и t2 — время задержки для двух каналов; I1и I2— показания (скорость счета) для тех же каналов.
Разработана аппаратура для непрерывного вычисления 
в процессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения 
по стволу скважины. В случае измерений на точках (с неподвижным прибором) интенсивность нейтронов или гамма-квантов обычно определяют при большом числе значений времени задержки ti (i=1,2,…) и строят график зависимости логарифма показаний lnI от t. Такой график позволяет точнее определить значение 
как величину, обратную коэффициенту наклона кривой lnI = f(t) при больших t.
Импульсный нейтронный каротаж нашел широкое применение при исследовании действующих, обсаженных колоннами скв для прослеживания ВНК и ГНК, установления н/н зон и интервалов, не отдающих нефть, выявления перетоков нефти и газа между пластами, прослеживания продвижения фронта воды, сопоставления разреза и границ ВНК скважин, крепленных колонной и открытых.
Наилучшие результаты с помощью ИНМ получают в районах с высокой минерализацией пластовых вод (более 100 г/л), где показания ИННМ и ИНГМ против водоносных и нефтеносных пластов различаются в несколько раз (до 10), тогда как различие показаний стационарных методов нейтронного каротажа составляет 10—20 %. ИНМ являются перспективными в отношении определения ВНК в обсаженных колоннами скважинах с меньшей минерализацией пластовых вод (25—50 г/л), а также в интервалах перфорированной колонны при комплексном использовании кривых ИНМ и плотномера (ГГМ). Если известны литология, пористость пласта и минерализация пластовых вод, при помощи ИНМ возможна количественная оценка нефте- и водонасыщения.