На динамику выпадения трудно растворимых соединений оказывают влияние и природные амфотерные соединения, переходящие из нефти в воду. Выделяемые из нефтяной фазы нафтеновые и карбоновые кислоты осаждают из раствора карбонат кальция и магния на 90 −100 %.

Роль нефтяных компонентов в процессе солеотложения сводится к гидрофобизации образующихся в объеме потока кристаллов солей за счет адсорбции водорастворимых углеводородов, в основном, за счет нафтеновых кислот и их солей. Повышенная адгезия солевых частиц друг к другу и к поверхности погружного оборудования объясняется их гидрофобностью. Увеличение количества органических компонентов нефти в растворе влечёт за собой повышение скорости осадкообразования. Электронно-микроскопические исследования показывают, что основной причиной этого служит адсорбция органических соединений на поверхности труб и солевых частиц.

В низко обводненных скважинах, фактором, оказывающим влияние на солеотложение, является частичное испарение воды в газовую фазу в процессе разгазирования скважинной продукции. В процессе испарения воды происходит общее понижение растворимости солей. В осадок могут перейти растворимые в обычных условиях соли — хлориды щелочных и щелочноземельных металлов.

Важнейшим фактором, определяющим химический состав солеотложений, являются гидрогеохимические условия продуктивных пород-коллекторов: химический состав и физические свойства породы, пластовые давления и температура, химический состав и минерализация пластовых вод.

В регионах, где в осадочных толщах отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод относительно невелика, в составе солей, выпадающих на поверхности нефтепромыслового оборудования, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соленосных толщ способствует высокой минерализации пластовых вод и обуславливает выпадение преимущественно сульфатов, в основном, сульфатов бария и кальция.