К основным промыслово-геофизическим методам контроля положения ВНК на разные даты относят нейтронные методы, применяемые в обсаженных скважинах. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насыщенные нефтью или пресной водой, от насыщенных пластовой минерализованной водой. Наиболее широко применяют методы нейтронного каротажа со стационарным источником нейтронов в модификациях нейтронного гамма-каротажа (НГК) и нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НКТ), а также методы нейтронного каротажа с импульсным источником нейтроном (ИНК) в модификациях импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) и импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГК). Возможности нейтронных методов для разделения нефтеносной и обводненной частей пласта связаны с различным содержанием в них атомов хлора. Наибольший эффект достигается в высокопористых пластах при высокой минерализации вытесняющей воды. Так, если эквивалентное содержание NaCl в заводненной части пласта превышает 2 % объема породы (т. е. при минерализации воды более 100 г/л и пористости породы более 20%), то текущее положение ВНК надежно фиксируется по всем диаграммам НГК, НКТ и ИНК. Если же эквивалентное содержание NaCl в единице объема заводненного пласта меньше 0,3 % (что примерно соответствует содержанию в воде 15 г/л NaCl при пористости породы 20%), то применение нейтронных методов для выделения нефтеносной и заводненной частей пласта вообще становится невозможным.
В частности, это происходит, если пласты заводняются пресной закачиваемой водой. Однако и в этом случае систематическое исследование скважин нейтронными методами позволяет проследить динамику заводнения пластов. Дело в том, что даже при внутриконтурном заводнении могут создаваться условия, когда первые порции закачиваемой пресной воды осолоняются за счет остаточной пластовой воды, и на фронте вытеснения формируется и движется вал (оторочка) воды повышенной солености. Регулярные замеры на ранней стадии обводнения позволяют нейтронными методами фиксировать процесс вытеснения нефти вначале минерализованной водой, а затем все более опресненной.
Наиболее результативны нейтронные методы в скважинах с неперфорированными колоннами, благодаря чему состав жидкости по стволу скважины не меняется. В этих случаях изменения на диаграммах радиометрии в исследуемом интервале на разные даты однозначно могут быть связаны только с изменением насыщенности коллекторов. Для проведения таких исследований целесообразно бурить специальные контрольные скважины, в которых колонны остаются неперфорированными.
Изменения нефтеводонасыщенности пластов во времени можно изучать нейтронными методами и в фонтанных добывающих скважинах, в которых по каким-либо причинам часть пластов неперфорирована. Наиболее эффективно использование для этих целей действующих добывающих скважин на месторождениях, где в разработку введены два или более объектов, разрабатываемых самостоятельными сетками скважин. В этих случаях для контроля заводнения верхних неперфорированных объектов можно привлекать скважины, эксплуатирующие нижний объект. Если состав жидкости по стволу действующей скважины выше интервала перфорации не меняется, то методы радиометрии могут дать по верхним неперфорированным пластам такую же надежную информацию об изменении их насыщенности, как и в полностью неперфорированных контрольных скважинах.
Действующие добывающие скважины можно использовать для контроля нейтронными методами заводнения и нижних, не вскрытых перфорацией водонефтяных пластов. Однако для этого требуется ряд дополнительных условий: расстояние между неперфорированным и вышележащим перфорированным пластами не менее нескольких метров; промывочная жидкость приготовлена на пресной воде; пористость заводняемого пласта более 19—20 %; ствол скважины против интервала перфорации заполнен однородной по составу нефтью или пресной водой; исследование производится комплексом методов НГМ — НИМТ.