| Параметры | Внутрипластовое горение | Вытеснение паром | Пароциклическая обработка | Вытеснение горячей водой |
Вязкость пластовой нефти, мПа  с
| >10 | >50 | >100 | >5 |
| Нефтенасыщенность, % | >50 | |||
| Пластовое давление, МПа | Не ограничено | |||
| Проницаемость, мкм2 | >0,1 | >0,2 | Не ограничена | |
| Толщина пласта, м | >3 | >6 | >3 | |
| Трещинноватость | Неблагоприятна | |||
| Литология | Не ограничена | |||
| Глубина, м | <1500 | <1200 | <1500 | |
| Содержание глины в пласте, % | Не ограничено | 5-10 | ||
| Плотность сетки скважин, га/скв | <16 | <6 | Не ограничена |
4. Активный водонапорный режим. Когда нефтяная залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30%) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды. В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пласта осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная нефтенасыщенность исключает применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящихся под активным водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутриконтурные скважины - к снижению эффективности.
5. Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в большинстве случаев самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25-30 мПа 
с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 100-150 мПа-с) в высокопроницаемых
пластах. Термические методы целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500-1000 мПа с и тепловые методы с обычной технологией становятся нерентабельными. При такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин (менее 1-2 га/скв), что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается.
6. Жесткость и соленость воды. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой солености, и особенно при большом содержании солей
кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов. Кроме того, для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и
биоорганизмы, чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, но для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода.
7. Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсобция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10-50 раз выше, чем для кварцевых песчаников. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают вблизи нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зерен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и большому выносу песка в добывающие скважины.
