§ 4. Нейтронные методы

Методы, при которых горная порода облучается нейтронами, но­сят название нейтронных. Нейтронные методы различаются видом регистрируемого вторичного излучения, вызванного воз­действием на породу первичных нейтронов источника, а также режимом источника. Источник может быть импульсным, т. е. испускать нейтроны в течение небольших интервалов времени, между которыми источник выключен, или же стационарным, т. е. излучать нейтроны практически непрерывно. Соответственно го­ворят об импульсных (ИНМ) и стационарных нейтронных ме­тодах (СНМ).

В различных методах могут регистрироваться либо нейтро­ны, рассеянные ядрами атомов горной породы (нейтрон-ней­тронный метод), либо гамма-излучение радиационного захвата нейтронов (нейтронный гамма-метод), или, наконец, гамма-из­лучение искусственных радиоактивных изотопов, образующих­ся при поглощении нейтронов ядрами (нейтронный активационный метод). Ради краткости слово «стационарный» в названии метода обычно опускают и говорят, например, нейтронный гамма-метод вместо стационарный нейтронный гамма-метод.

Установка для любого нейтронного метода содержит источ­ник нейтронов и соответствующий детектор нейтронов или гам­ма-квантов (в зависимости от метода), расположенный на неко­тором расстоянии от источника, называемом размером (длиной) зонда. Между источником и детектором размещается фильтр, задерживающий прямое излучение от источника (см. рис. 39).

Наиболее массовое применение в настоящее время имеют нейтрон-нейтронный и нейтронный гамма-методы, менее широ­кое — импульсный нейтрон-нейтронный метод. Остальные моди­фикации используются еще реже.

Нейтрон-нейтронный метод

Испускаемые источником быстрые нейтроны с энергией в не­сколько мегаэлектрон-вольт в результате многочисленных соуда­рений с ядрами атомов окружающей среды уменьшают свою| энергию до величины порядка энергии теплового движения ато­мов (при комнатной температуре в среднем 0,025 эВ). Дальней­шие столкновения нейтрона с ядрами могут привести как к уменьшению, так и к росту энергии нейтрона, но в среднем она остается вблизи указанной величины средней энергии теплового движения атомов. Поэтому такие нейтроны называют тепло­выми, а процесс их распространения в среде — диффузией тепловых нейтронов. Часть истории нейтрона от момента вылета из источника до достижения тепловой энергии назы­вается процессом замедления нейтронов (рис. 42).

Рис. 42. Схема распространений и регистрации нейтронов и гамма-квантов в методе ННМ-НТ (а), ННМ-Т (б), НГМ (в).

1 - источник нейтронов; 2 - детекторы: надтепловых (Н), тепловых (Т) нейтронов и гамма-излучения (Г); 3 - фильтр (экран); траектории: 4 - быстрых (включая надтепловые) нейтронов; 5 - тепловых нейтронов; 6 - гамма-квантов; 7 - точка замед­ления нейтрона; 8 - точка поглощения нейтронов или гамма-кванта; 9 - регистрация излучения детектором

Диффузия тепловых нейтронов заканчивается поглощением по­следних каким-либо ядром и испусканием гамма-квантов ради­ационного захвата. При нейтрон-нейтронном методе (ННМ) ре­гистрируют либо тепловые нейтроны, либо надтепловые нейтро­ны, энергия которых несколько больше тепловой энергии (от не­скольких десятых долей до единиц электрон-вольт). Соответст­венно эти две разновидности метода называются нейтрон-ней­тронными методами по тепловым (ННМ-Т) и надтепловым (ННМ-НТ) нейтронам.

Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией надтепловых нейтронов

Количество нейтронов, достигающих индикатора при ННМ-НТ, определяется особенностями процесса замедления нейтронов в среде, в которой находится прибор ННМ. Рассмотрим этот процесс подробнее. Потеря энергии при соударении нейтрона с яд­ром, так же как и расстояние, проходимое им между соударе­ниями, является случайной, поэтому замедление отдельных нейтронов до надтепловой энергии происходит на разном рас­стоянии от источника. Плотность надтепловых нейтронов, т. е. число последних в единице объема среды, уменьшается при уда­лении от источника примерно так, как изображено на рис. 43, а.

Рис. 43. Изменение плотности надтепловых (а) и тепловых (б) нейтронов

в однородном водонасыщенном песчанике в зависимости от расстояния r от источника быстрых нейтронов. Песчаник насыщен: 1 - пресной водой, 2 - соленой водой (200 г/л NaCl).

Шифр кривых — k_п, %

Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф в зави­симости от расстояния r до источника весьма сложен. Грубо приближенно в однородной среде его можно представить в виде следующей относительно простой формулы:

(II.8)

где Q - интенсивность («мощность») источника, нейтр./с; — замедляющая способность среды; L_f — параметр замедле­ния, характеризующий среднеквадратическое расстояние, про­ходимое нейтроном до замедления.

Это расстояние сокращается при уменьшении пробега меж­ду соударениями (т. е. с ростом сечения рассеяния нейтронов), а также при уменьшении числа соударений, необходимых для замедления. Число же соударений, очевидно, тем меньше, чем больше потеря энергии нейтронов при одном соударении. Среди основных породообразующих элементов водород является аномальным элементом как в отношении сечения рассеяния, так и потери энергии нейтронов при соударении. Он обладает наи­большим сечением рассеяния, и при соударении с ним нейтрон теряет больше всего энергии. Поэтому параметр замедления L_f уменьшается с ростом концентрации водорода в горной породе. Влияние остальных элементов гораздо меньше по сравнению с влиянием содержания водорода и для разных элементов при­мерно одинаково. То же самое можно сказать о сомножителе . Поэтому показания ННМ-НТ почти однозначно связаны с кон­центрацией водорода, присутствующего в основном в составе воды или углеводородов, заполняющих поры горной породы. Влияние изменений химического состава скелета горной поро­ды в большинстве случаев эквивалентно влиянию изменений водосодержания породы не более 5—6% от объема породы.

Из формулы (П.7) следует, что характер зависимости показаний ННМ-НТ от водородосодержания горной породы (от параметра замедления) различен на разных расстояниях от источника. На небольших расстояниях от источника (обычно до 10—30 см), где сомножитель меняется слабо, зависимость Ф от водосодержания определяется сомножителем к и (как показывают расчеты) с уменьшением водородосодержания показания метода уменьшаются. На больших расстояниях, наоборот, преобладает влияние сомножителя и по­казания растут с ростом параметра замедления, т. е. с уменьшением содержания водорода в горной породе.

При средних величинах r, при которых происходит пересече­ние кривых зависимости Ф(r) для различных значений коэффи­циента пористости k_п (см. рис. 43), зависимость показаний от k_п слабая.

Зонды с таким расстоянием между индикатором и источни­ком принято называть инверсионными (область 2 на рис. 43), зонды меньшего размера — доинверсионными (область 1) и зон­ды большего размера — заинверсионными (область 3 на рис. 43). В скважинах не очень малого размера, заполненных жидкостью, доинверсйонная область выражена слабо или даже практически отсутствует. Поэтому при ННМ-НТ в таких условиях зонды размером менее 20—30 см обычно не используют.

В заинверсионной области чем больше длина зонда, тем выше чувствительность метода к изменению водородосодержа­ния пород, а также больше радиус зоны исследования метода. Однако очень большие зонды (более 60 см) не применяют, так как с увеличением размера зонда резко уменьшается плотность нейтронов и для получения измеримой плотности нейтронов не­обходимо применять источники очень большой интенсивности, что повышает опасность работ. На практике используют зонды ННМ-НТ размером 30—40, реже 50 см.

При таких зондах показания метода растут с уменьшением водородосодержания породы. Наибольшее количество водорода обычно характерно для глин, аргиллитов и мергелей. Они имеют большую пористость и содержат значительное количество химически связанной воды в составе глинистых минералов. На­конец, против этих пород часто наблюдаются каверны (увеличе­ние диаметра скважины), что также способствует росту средне­го количества водорода вблизи зонда ННМ. Эти породы, а так­же гипсы, содержащие много связанной воды, отмечаются на кривых ННМ-НТ минимальными показаниями. Плотные мало­пористые известняки, ангидриты, неразмытые соли, магматиче­ские и метаморфические породы и другие, содержащие в своем составе мало водорода, характеризуются самыми высокими по­казаниями на кривых ННМ-НТ (см. рис. 40).

Промежуточными показаниями отмечаются породы умерен­ной пористости: пористые известняки и доломиты, песчаники и др. При прочих равных условиях, чем выше пористость пла­ста, тем ниже показания метода. Это позволяет по данным ННМ-НТ определять коэффициент пористости пласта. При ко­личественной оценке k_п в показания необходимо внести поправ­ку за влияние скважинных факторов (диаметр скважины, нали­чие и толщина глинистой корки), а также глинистых и иных минералов, содержащих химически связанную воду.

Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, поэтому нефтенасыщенные породы при равной пористости ха­рактеризуются такими же показаниями, что и водонасыщенные. Газоносные пласты, за исключением пластов с весьма высокими пластовыми давлениями, содержат при равной пористости мень­ше водорода в единице объема породы, чем нефтеносные и во­доносные. Поэтому они отмечаются более высокими показания­ми, если отсутствует зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (например, в обсаженных неперфорированных скважинах) или если радиус этой зоны меньше радиуса зоны исследования метода, составляющего примерно 30 см. Однако в необсаженных скважинах, имеющих чаще всего значительную по глубине зону проникновения фильтрата, где газ почти пол­ностью вытесняется фильтратом бурового раствора, показания против газоносных пластов практически не отличаются от по­казаний против-водоносных и нефтеносных пород той же пори­стости.

Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований на показаниях всех стационарных нейтронных методов значитель­но сказываются изменение диаметра скважины, удаление при­бора от стенки скважины (например, из-за наличия глинистой корки) и крепление скважины колонной. Поэтому количествен­ная интерпретация результатов нейтронных методов требует учета влияния перечисленных скважинных факторов.

С увеличением диаметра скважины увеличивается содержа­ние водорода в зоне исследования метода и потому уменьшают­ся показания. К тому же результату приводит удаление скважинного прибора от стенки скважины, например, из-за роста толщины глинистой корки или крепления скважины колонной. В сухой скважине показания ННМ выше, чем в заполненной жидкостью, в связи с чем переход прибора от части скважины, заполненной жидкостью, к сухой ее части приводит к повыше­нию показаний ННМ. При типичных скоростях движения при­боров ННМ форма переходных участков диаграмм на границах пластов определяется в основном влиянием инерции прибора и близка к форме диаграмм ГМ при равном значении vτ_я (см. рис. 41). За точку записи диаграмм всех СНМ принимают се­редину расстояния между источником и детектором.

Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией тепловых нейтронов

На показания ННМ-Т оказывают влияние как процесс замед­ления, так и процесс диффузии тепловых нейтронов. В резуль­тате диффузии тепловые нейтроны удаляются от источника в среднем на несколько большее расстояние, чем надтепловые нейтроны, поэтому уменьшение их плотности с расстоянием про­исходит несколько медленнее, чем в случае надтепловых нейтро­нов. Однако качественно зависимости сохраняют вид, подобный изображенному на рис. 43, а. В однородной среде изменение плотности тепловых нейтронов n_т с расстоянием r приближенно можно описать формулой

(II.9)

где τ - среднее время жизни нейтронов в тепловом состоянии (от момента их замедления до момента поглощения ядром); L_д - длина диффузии тепловых нейтронов (среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном от точки, где он стал тепловым, до точки его поглощения).

Среднее время жизни тепловых нейтронов обратно пропор­ционально макроскопическому сечению поглощения нейтронов средой. Оно определяется в основном присутствием и концент­рацией в породе элементов с аномально высоким сечением по­глощения тепловых нейтронов, таких как хлор, бор, марганец, редкие земли и др. В осадочных горных породах основным эле­ментом с аномальным сечением поглощения нейтронов являет­ся хлор, присутствующий, как правило, в составе соленых пла­стовых вод. Соответственно среднее время жизни большинства осадочных пород уменьшается с увеличением коэффициента пористости горных пород и минерализации пластовых вод. Неф­теносные и газоносные породы имеют большее время жизни теп­ловых нейтронов по сравнению с водоносными пластами, насы­щенными соленой водой. Некоторое значение, особенно при ма­лой минерализации пластовых вод, имеет также поглощение нейтронов водородом, а в глинистых породах — калием, желе­зом и другими элементами.

Длина диффузии подобно параметру замедления уменьша­ется с увеличением водородосодержания, но в отличие от него несколько зависит также от поглощающих элементов, уменьшаясь с ростом концентрации последних. Однако обычно L_д (как и L_f) определяется в основном водородосодержанием пород.

Итак, показания ННМ-Т, так же как и ННМ-НТ, зависят в основном от содержания в породе водорода. Характер зависи­мости определяется длиной зонда. Здесь существуют, как и при ННМ-НТ, доинверсионная область, где показания растут с ростом водородосодержания, и заинверсионная область, где показания уменьшаются при увеличении концентрации водоро­да. Кроме того, на показания ННМ-Т в отличие от ННМ-НТ некоторое влияние оказывают также элементы с аномальным поглощением нейтронов. При равном водородосодержании по­казания меньше для пород с большим содержанием таких по­глотителей нейтронов, как хлор, бор, редкие земли и т. п. На­пример, водоносные пласты, содержащие по сравнению с нефте­носными больше хлора, отмечаются при равной пористости не­сколько меньшими показаниями ННМ-Т (см. рис. 40 и 43, б).

Однако в скважине влияние среднего времени жизни нейтро­нов ощущается гораздо слабее, чем это следует из формулы (11.9), не учитывающей влияние скважины. В результате для больших зондов, применяемых в нефтяных скважинах, основным фактором, влияющим на показания ННМ-Т, остается водородосодержание пласта, в частности, пористости пластов (см. рис. 40 и 43, б). Влияние поглощающих свойств в терригенных и кар­бонатных породах обычно не превышает 20—30% измеряемых величин.

Таким образом, в нефтяных и газовых скважинах ННМ-Т, как и ННМ-НТ, применяют в основном для расчленения пород с различным водородосодержанием и определения коэффициен­та пористости пород. В последнем случае достаточно точные данные получаются лишь при учете содержания хлора в буро­вом растворе и в прилегающей к скважине части пласта (в пла­сте или зоне проникновения). При благоприятных условиях (вы­сокая минерализация вод и постоянная пористость пласта, об­саженные скважины, где нет зоны проникновения фильтрата) ННМ-Т можно применять также и для определения положения водонефтяного контакта.

Влияние скважинных факторов на показания ННМ-Т подоб­но их влиянию на показания ННМ-НТ. Исключение составляет минерализация бурового раствора, которая на показаниях ННМ-НТ практически не сказывается, в то время как сущест­венно уменьшает показания ННМ-Т. Преимущество ННМ-НТ при определении пористости пород — отсутствие влияния погло­щающих свойств породы и бурового раствора. Однако из-за меньшей чувствительности детекторов надтепловых нейтронов по сравнению с детекторами тепловых нейтронов ННМ-НТ при одинаковой мощности источника дает несколько меньшую ста­тистическую точность (см. § 6). Длина зонда ННМ-Т в нефтя­ных и газовых скважинах берется равной обычно 40—50, иног­да 60 см..

Нейтронный гамма-метод

При изучении нейтронным гамма-методом (НГМ) регистрируют гамма-излучение, образующееся при захвате тепловых нейтро­нов ядрами горной породы (гамма-излучение радиационного захвата). Интенсивность этого излучения в однородной среде уменьшается при удалении от источника примерно по такому же закону, что и интенсивность нейтронов (см. рис. 43), однако несколько медленнее. Количество гамма-квантов, достигающих детектора, прямо пропорционально количеству нейтронов, погло­щаемых единицей объема в зоне расположения детектора, и числу квантов, образующихся при захвате одного нейтрона.

В общих чертах форма кривой НГМ обычно оказывается близкой к таковой для ННМ и определяется в первую очередь содержанием водорода в горной породе и в скважине: при боль­ших зондах, применяемых обычно на практике, показания НГМ растут при уменьшении водородосодержания среды, окружаю­щей скважинный прибор (см. рис. 40).

На втором месте по влиянию на показания НГМ после во­дорода стоят элементы, обладающие одновременно высоким сечением поглощения тепловых нейтронов и аномально высокой (или аномально низкой) интенсивностью гамма-излучения ра­диационного захвата. В осадочных горных породах таким элементом является хлор, дающий при захвате одного нейтрона в среднем 2,3 относительно высокоэнергетических гамма-кван­тов.

При отсутствии хлора основное количество нейтронов в оса­дочных горных породах поглощается, как правило, водородом, дающим всего один гамма-квант на каждый поглощенный ней­трон. Поэтому повышение концентрации хлора в горной породе сопровождается при равном водородосодержании увеличением среднего числа гамма-квантов на один нейтрон и, следователь­но, ростом показаний НГМ. В частности, водоносные пласты, насыщенные высокоминерализованной пластовой водой, отме­чаются большими показаниями по сравнению с нефтеносными пластами той же пористости. Хотя этот эффект невелик (обыч­но до 15—20%), но в благоприятных условиях (высокая мине­рализация пластовых вод и малые изменения пористости) он может использоваться для определения положения водонефтя­ного контакта в обсаженных скважинах.

Возможности НГМ, так же как и ГМ, могут быть расшире­ны при использовании спектроскопии гамма-излучения. По­скольку спектр излучения радиационного захвата нейтронов яд­рами разных элементов различен, то возникает принципиальная возможность по данным спектроскопии этого излучения судить о содержании в породе тех или иных элементов. Однако из-за недостаточной разрешающей способности спектрометров такой метод пока применяется мало, в основном в рудных скважи­нах.

Влияние скважины на показания НГМ в основном подобно ее влиянию на показания ННМ, однако количественно оно не­сколько меньше. Наиболее существенно НГМ отличается от ННМ по влиянию минерализации бурового раствора. Если пока­зания ННМ-НТ не зависят от содержания хлора в растворе, а показания ННМ-Т уменьшаются с ростом минерализации, то показания НГМ при этом возрастают.

При НГМ, кроме гамма-излучения радиационного захвата, регистрируется также гамма-излучение естественных радиоак­тивных элементов горных пород, поэтому при интерпретации НГМ из его показаний вычитают показания ГМ, помноженные на некоторый коэффициент, учитывающий различие чувстви­тельности детекторов в каналах НГМ и ГМ.

В нефтяных и газовых скважинах НГМ применяют для ре­шения тех же задач, что и ННМ-Т, т. е. для расчленения пород, различающихся водородосодержанием, количественного опреде­ления коэффициента пористости, а также установления газо­жидкостного и реже водонефтяного контактов в обсаженных скважинах. Из всех нейтронных методов в СССР получил наи­более широкое применение гибридный метод, при котором де­тектор кроме гамма-излучения радиационного захвата частично регистрирует также тепловые нейтроны (см. § 6). Поскольку содержание хлора в буровом растворе и в пласте приводит к уменьшению плотности тепловых нейтронов и к увеличению ин­тенсивности гамма-излучения радиационного захвата, то при применении такого метода влияние хлора оказывается слабее, чем при ННМ-Т или НГМ. Одновременная регистрация нейтро­нов и гамма-квантов способствует увеличению также числа ре­гистрируемых частиц и позволяет повысить точность замеров или уменьшить требуемую величину мощности источника.

В качестве стандартного при исследовании разрезов нефтя­ных и газовых скважин в СССР принят зонд размером 60 см. Реже применяют зонды размером 50 и 70 см.

Двухзондовые нейтронные методы

Один из основных недостатков рассмотренных вариантов ней­тронных методов с одним детектором — сильное влияние изме­нений скважинных факторов. Оно уменьшается, если для опре­деления водородосодержания использовать отношение показа­ний двух детекторов, удаленных на разное расстояние от источ­ника (примерно на 25—40 и 50—60 см). Обычно применяют два детектора тепловых нейтронов (двухзондовый ННМ-Т). По­скольку влияние хлоросодержания пласта и скважинных факто­ров на показания двух детекторов примерно одинаково, влия­ние указанных помех для двухзондового ННМ-Т в несколько раз меньше, чем для однозондового метода. Точку записи отно­сят к середине расстояния между детекторами.

Эталонирование приборов стационарных нейтронных методов

Показания всех нейтронных методов зависят (кроме свойств пластов) еще и от чувствительности детекторов, мощности ис­точников, размеров и особенностей конструкции зондов. Для исключения влияния различий мощности источника и чувстви­тельности детектора осуществляют эталонирование приборов путем измерений в двух эталонных средах с различным водо­родосодержанием в зоне исследования методом, а интерпрета­цию проводят, используя параметр

, (II.10)

где I₁ и I₂ — показания приборов в эталонных средах; I — то же, в исследуемом пласте.

В качестве эталонных сред используют модели пластов с различной пористостью, например, модель, изготовленную из мраморных блоков (k_п ≈ 1 %), и бак с водой (k_п = 100%). При­меняют также имитаторы пластов в виде пустых труб различ­ного диаметра, опускаемых в бак с водой. Воздушный зазор между трубой и спускаемым внутрь него прибором действует так же, как некоторое уменьшение k_п по сравнению с пористо­стью среды за трубой. Изменяя диаметр трубы (толщину зазо­ра), меняют эффективную пористость такой модели. Истинное значение пористости определяет предприятие, изготавливающее такие имитаторы, путем сравнения показаний эталонного при­бора в них с показаниями на моделях пластов, в точности пов­торяющих условия измерений в скважине.

Импульсные нейтронные методы

При импульсных нейтронных методах источник испускает ней­троны в течение сравнительно коротких интервалов времени Δt = 100÷200 мкс (рис. 44, а). Такие импульсы источника пов­торяются периодически с периодом Т = 10^-3—10^-1 с^-1т. е. 10-10³ раз в 1 с. С помощью специальной схемы — временного анализатора регистрация излучения осуществляется не непре­рывно, а лишь в некоторые (специально выбранные) интервалы времени.

В настоящее время получили применение две модификации импульсных нейтронных методов — с регистрацией тепло­вых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиа­ционного захвата (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гамма-квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время за­держки t после каждого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трех тысяч микросекунд (см. рис. 44, а).

Быстрые нейтроны, испускаемые импульсным источником, замедляются до тепловой энергии в среднем за время, составляющее не более нескольких десятков микросекунд, и при даль­нейшей диффузии поглощаются ядрами среды. После оконча­ния процесса замедления плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата уменьшаются во времени примерно по закону

, (II.11)

т. е. на каждые τ с уменьшаются в е раз.

Регистрируя тепловые нейтроны (ИННМ) или гамма-кванты (ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно определить среднее время жизни тепловых нейтронов в горной породе τ, которое, как указывалось выше, позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение поглощения тепловых нейтронов.

Рис. 44. Распределение плотностей тепловых нейтронов n_т во времени при ИННМ (а) и пример обработки его результатов (б).

Заштрихован импульс источника

Импульсы источника повторяются через небольшое - время (обычно 10—400 раз в 1 с) и при ИНЫМ (ИНГМ) регистриру­ется интенсивность тепловых нейтронов (гамма-квантов) дли некоторого значения времени задержки t, усредненная по боль­шому числу импульсов источника. Измерения при ИННМ (ИНГМ) выполняют либо при движении прибора по стволу скважины (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 τ судят по отношению показа­ний на двух каналах: чем меньше τ, тем больше различаются эти показания. Количественное определение τ получают по фор­муле (предполагается, что ширина «окон» Δt в обоих каналах одинакова)

(II.12)

где t₁ и t₂ — время задержки для двух каналов; I₁ и I₂ — пока­зания (скорость счета) для тех же каналов.

В настоящее время разработана аппаратура для не­прерывного вычисления τ в процессе замеров и получе­ния непосредственно диаграмм изменения τ по стволу скважи­ны. В случае измерений на точках (с неподвижным прибором) интенсивность нейтронов или гамма-квантов обычно определя­ют при большом числе значений времени задержки t_i (i = 1, 2, ...) и строят график зависимости логарифма показаний lnI от t (рис. 44, б). Такой график позволяет точнее определить значение τ как величину, обратную коэффициенту накло­на кривой lnI от f(t) при больших t.

При малых временах задержки t наклон кривой зависит (кроме τ) также от диаметра скважины и свойств среды, за­полняющей скважину. При больших значениях t такое влияние постепенно исчезает, что является преимуществом импульсных методов. Другое их преимущество заключается в большей по сравнению со стационарными методами чувствительности к со­держанию элементов, сильно поглощающих нейтроны. В нефтя­ных и газовых скважинах это позволяет различать продуктив­ные и водоносные пласты при сравнительно малой минерализа­ции пластовых вод (от 20—30 г/л). При большей минерализа­ции вод решение этой задачи возможно даже по результатам измерения при одном значении времени задержки. При прочих равных условиях водоносные пласты отмечаются гораздо мень­шими показаниями ИННМ при больших временах задержки t по сравнению с нефтеносными пластами.

Оба импульсных метода дают примерно одинаковые резуль­таты. При ИНГМ влияние скважины несколько меньше, чем при ИННМ, но преимуществом последнего является отсутствие влияния естественного гамма-излучения, доля которого при ИНГМ на больших временах задержки значительна. Точка записи зонда ИННМ и ИНГМ совпадает с серединой детек­тора.