FR 2798697 A1 20010323 FR 0012119 A 20000922 La présente invention concerne un procédé pour la réduction sélective et contrôlée de la perméabilité relative à l'eau dans des formations pétrolifères, et, de façon plus spécifique, un tel procédé grâce auquel ladite réduction est obtenue à l'aide de bouchons polymères successifs, qui sont adsorbés à la surface de la roche et entre eux, créant un film hydrophile qui gonfle en présence d'eau et réduit fortement la perméabilité à l'eau. Au contraire, en présence d'huile, le film conserve son épaisseur d'origine, si bien que la perméabilité à l'huile n'est que légèrement réduite. La production d'eau associée à la production de pétrole a été l'un des inconvénients majeurs pour les compagnies pétrolières dans le monde. L'interférence de l'eau de formation ou d'injection conduit à une forte diminution de la production de pétrole, augmentant les coûts opérationnels de pompage, de traitement et de rejet de volumes d'eau considérables. On peut utiliser différentes techniques pour réduire la production d'eau ou pour empêcher son interférence anticipée, le choix de la ' meilleure technique étant fonction de l'origine de l'eau produite. Par conséquent, l'analyse du puits et du réservoir devrait déterminer précisément l'origine de cette eau. La succion d'eau (water coning) ou le renardage de l'eau injectée provoque fréquemment des rapports eau/huile élevés, si bien que l'utilisation de barrières d'écoulement est utile. Ces barrières peuvent avoir un effet colmatant ou elles peuvent réduire la perméabilité, c'est-à-dire que les systèmes peuvent être respectivement bloquants ou sélectifs. Les barrières de colmatage, qui bloquent simultanément l'écoulement de gaz, d'huile et d'eau, peuvent être formées avec des ciments, des résines, des suspensions de particules solides, des silicates, de la cire, ou des polymères solubles dans l'eau réticulés in situ dans le réservoir. Au contraire, les systèmes sélectifs bloquent principalement l'écoulement d'eau, tandis que l'écoulement d'hydrocarbures n'est que légèrement limité. Ces barrières sélectives sont généralement formées avec des copolymères solubles dans l'eau, qui sont adsorbés à la surface de la roche, formant un film hydrophile qui réduit la mobilité de l'eau. La préparation de systèmes polymères sélectifs est fonction de la minéralogie et de la perméabilité de la roche, de la température du réservoir et de la salinité de l'eau de la formation. Le type de roche, grès ou calcaire, définit le caractère ionique du polymère devant être utilisé en tant que premier bouchon pour venir au contact de la formation, puisque ce premier bouchon favorise une meilleure adsorption du bouchon de polymère suivant. Ainsi, les sites d'adsorption chargés principalement négativement sur la surface de grès requièrent des polymères cationiques. A l'inverse, les calcaires sont favorisés par le caractère anionique des polymères pour amplifier la capacité d'adsorption et donc la formation du film hydrophile ayant pour charge la réduction sélective de la perméabilité à l'eau. Des températures de formation élevées peuvent inhiber l'effet des traitements appliqués. Dans ces circonstances, la tolérance du polymère peut être améliorée par addition de produits tels que le AMPS (acide 2-acrylamido-2-méthylpropanosulfonique) et/ou la vinylpyrrolidone à la structure moléculaire du polymère de base. A son tour, la salinité peut inhiber le gonflement du film hydrophile et donc entraver l'effet de réduction de la perméabilité à l'eau. En ce qui concerne la perméabilité de la roche, plus ce paramètre est élevé et plus le film hydrophile devrait être épais. Ceci peut être obtenu par augmentation de la masse moléculaire du polymère (configuration monocouche) ou par empilement de polymères cationiques et anioniques et d'agents de réticulation (configuration multicouche). D'autres avantages principaux des systèmes sélectifs sont les suivants : Le traitement est injecté par l'intermédiaire de l'espace annulaire ou de la colonne, ce qui évite la nécessité de modifier l'équipement normalement utilisé dans la production du puits ; en même temps, on n'a pas besoin de tours de perforation ou de conditionnement. Au contraire, des traitements de bouchage peuvent requérir l'isolation de la zone à traiter. On a alors besoin de tours de forage et le coût opérationnel est considérablement accru. Le brevet US N 4 409 110 enseigne un procédé pour la récupération secondaire ou tertiaire de pétrole utilisant un mélange de polymères non-ioniques et polycationiques. Le mélange conduit à une réduction de viscosité dans une première phase de pompage, alors qu'après l'injection du mélange, l'adsorption du polymère cationique sur la roche provoque une augmentation de viscosité, de façon à améliorer l'efficacité de balayage. En même temps, l'adsorption observée provoque l'inhibition du gonflement des argiles. D'autre part, dans certaines circonstances de pH et de température, le polymère non-ionique subit une hydrolyse, et devient anionique. En venant au contact du polymère cationique, le polymère anionique forme un précipité solide qui serait également utilisable en tant qu'agent de bouchage dans des puits de production. Le brevet US N 4 498 539 enseigne un procédé pour corriger la perméabilité à l'eau et une composition pour le procédé, dans le but d'améliorer l'efficacité de l'injection d'eau. Ce procédé met en jeu l'injection successive de i) un bouchon aqueux facultatif afin d'ajuster la salinité de l' eau de la formation ; ii) un bouchon aqueux épaissi ; iii) un fluide d'entraînement aqueux. Le bouchon aqueux épaissi est constitué d'un cation métallique polyvalent, tel que le citrate d'aluminium, d'un agent de viscosité polymère gélifiable tel que le polyacrylamide, et d'un ester hydrolysable convenant à l'ajustement du pH qui est efficace pour la réduction retardée du pH du bouchon polymère, de façon à conférer des conditions idéales pour la gélification in situ. Le brevet US N 5 079 278 enseigne une composition aqueuse de polymère formant un gel, qui est capable de boucher sélectivement des zones à forte perméabilité dans des formations pétrolifères souterraines. La composition comprend une solution aqueuse d'un terpolymère anionique d'acrylamide de masse moléculaire élevée, qui contient entre 5 et 95 % en poids d'acide 2-acrylamido-2méthylpropanesulfonique, entre 2 et 95 % en poids de N- vinyl-N-méthylacétamide et entre 5 et 93 % en poids d'acrylamide, et un agent de réticulation choisi dans l'ensemble comprenant les ions de métaux de transition, les résines phénoliques et les résines amino. La composition décrite forme des gels stables dans des saumures sur une large plage de salinité, les gels étant efficaces aux valeurs de pH rencontrées lors de l'injection de dioxyde de carbone et d'eau. Le brevet US N 5 379 841 enseigne la réduction ou l'élimination de la perméabilité à l'eau par injection d'un copolymère, qui contient des parties anioniques et cationiques dans sa structure. Il est indiqué que par variation de la quantité des types de comonomères présents dans le copolymère, il est possible d'obtenir une meilleure adsorption des polymères sur divers types de roches, allant des grès aux calcaires. Malgré l'avantage indiqué selon lequel les polymères peuvent être utilisés dans divers types de roches, la synthèse de polymères ayant des structures complexes, qui devraient être testés pour chaque situation particulière, est certainement longue et coûteuse. Par ailleurs, ledit brevet US utilise des polymères de masse moléculaire élevée dans une seule monocouche, ceci n'étant efficace que pour des réservoirs à forte salinité et à perméabilité faible à moyenne. Dans le cas d'une perméabilité élevée, l'efficacité du procédé utilisant un polymère de masse moléculaire élevée sous forme de monocouche peut être affectée de façon critique. Au contraire, la présente invention peut être extrêmement flexible par la seule utilisation de produits du commerce prêts à l'emploi, ceci rendant le présent procédé bon marché et polyvalent, puisque les besoins d'une formation particulière sont satisfaits par variation du nombre de couches de polymère successives. La flexibilité des applications selon la présente invention est aussi une conséquence des divers degrés d'hydrolyse et masses moléculaires des produits du commerce utilisés, qui peuvent être dimensionnés en fonction des conditions du réservoir (type de roche, température, salinité et perméabilité). Le brevet européen EP 0 197 684 enseigne la réduction de la perméabilité de grès par injection d'une solution aqueuse d'un polymère anionique soluble dans l'eau ayant une masse moléculaire supérieure à 100 000, suivie du contact dudit polymère avec un fluide stabilisant qui comprend un polymère cationique soluble dans l'eau ayant une masse moléculaire supérieure à 1 000. Malgré les résultats indiqués, il faut noter que les grès sont des roches ayant des roches chargées surtout négativement, et que le contact desdites charges négatives de la roche avec un polymère lui-même négatif (anionique) n'engendre pas le niveau d'adsorption souhaité, si bien que le film obtenu a une épaisseur réduite. En dépit de l'addition du polymère cationique stabilisant, les résultats obtenus pour le facteur de résistance résiduelle sont médiocres -(voir le Tableau III en page 28 de la description du brevet EP 0 197 684) sauf pour l'expérience 3, qui présente de bons résultats. Ledit brevet européen ne se réfère pas à l'utilisation de couches successives de polymère anionique et de stabilisant cationique. Le brevet US N 5 789 351 enseigne un procédé pour altérer la perméabilité de formations souterraines par l'utilisation d'une composition gélifiante, qui contient un polymère contenant un carboxylate et un agent de réticulation trivalent apparenté au zirconium. Aucun retardateur de gélification n'est utilisé, le retard étant obtenu par préparation de la solution de polymère dans une saumure où la quantité de sels dissous sert de retardateur de gélification. Ainsi, la littérature des brevets enseigne divers modes opératoires où i) les polymères utilisés sont faiblement adsorbés par la roche et présentent une faible masse moléculaire, ayant pour conséquence de faibles valeurs de facteur de résistance résiduelle (RRF) ; en d'autres termes, le bouchage de la zone de production d'eau est inférieur à la valeur souhaitée, ou bien ii) des synthèses complexes et des produits coûteux sont mis en jeu, avec l'utilisation de la configuration monocouche. Toutefois, souvent, lesdits produits se révèlent eux-mêmes inutiles dans des formations ayant une salinité élevée et une forte perméabilité. De la même façon, la plupart des procédés connus qui utilisent un agent de réticulation trivalent requièrent plus ou moins que la réaction de réticulation soit retardée de façon que la réaction puisse se produire dans le réservoir et pas dans la colonne de production. Ainsi, la littérature- ne décrit ni ne suggère un procédé pour la réduction sélective et contrôlée de la perméabilité à l'eau de zones de production d'eau dans des grès, tel que décrit et revendiqué dans la présente demande. Par conséquent, le procédé de la demanderesse comprend donc l'injection, dans un puits de production, d'une solution aqueuse de polymère cationique où la composition de polymère présente une forte adsorption vis-à-vis de la roche de grès du réservoir, suivie d'une solution aqueuse de polymère anionique, et éventuellement d'un bouchon d'agent de réticulation cationique pour effectuer une réticulation ponctuelle de façon à former des couches mais sans former un gel. Tous les bouchons de polymères sont séparés par l'injection de solutions aqueuses d'espacement qui empêchent la formation de gel et permettent le contact de polymère de nature ionique différente uniquement lors de la constitution du film hydrophile. Ensuite, d'autres bouchons anioniques, de réticulation et d'espacement sont injectés, jusqu'à obtention de l'indice de résistance résiduelle. Ce procédé est décrit et revendiqué dans la présente invention. Dans le cas d'une roche de calcaire, riche en charges positives, l'ordre d'addition des compositions polymères de l'invention est inversé. Ainsi, l'injection dans le puits de production commence avec une composition de polymère contenant un polymère anionique, qui peut ou non être suivie de bouchons de polymère cationique ou d'agent de réticulation trivalents, servant de support de couche cationique. Quel que soit le type de roche du réservoir, il est préférable que la dernière couche soit constituée d'un polymère cationique ou de l'agent de réticulation, qui sert de stabilisant. Le procédé pour la réduction sélective et contrôlée de la perméabilité à l'eau dans des formations pénétrées par au moins un puits de production pour la production de roches de grès pétrolifères ou gazéifères selon la présente invention comprend d'une façon générale l'injection alternée, dans un puits de production, de bouchons de solutions aqueuses de polymère cationique, suivie de l'injection de bouchons de solutions aqueuses de polymère anionique et éventuellement de bouchons d'agent de réticulation cationique trivalent, éventuellement suivie de l'injection d'autres bouchons de solution de polymère anionique et d'un bouchon d'agent de réticulation trivalent, formant des couches jusqu'à ce que le facteur de résistance résiduel soit obtenu. Les bouchons de solution de polymère et d'agent de réticulation sont toujours séparés par des bouchons d'une solution aqueuse d'un sel alcalin tel que NaCl ou KC1. Quand la formation est riche en roches de calcaire, on injecte d'abord un bouchon d'une solution de polymère anionique, puis des bouchons successifs de solution de polymère cationique ou d'agent de réticulation polyvalent et de polymère anionique, la dernière couche étant toujours constituée d'un agent de réticulation, de façon à conférer au film hydrophile un caractère cationique. Tous les bouchons de solution de polymère sont alternés avec des bouchons d'espacement d'une solution aqueuse d'un sel alcalin tel que KCl. Afin d'éviter le mélange de solutions de polarités différentes à l'intérieur du puits, les bouchons de solutions aqueuses polymères cationiques et anioniques ainsi que le bouchon de solution aqueuse de l'agent de réticulation cationique polyvalent sont séparées par des bouchons de solutions aqueuses de sels alcalins tels que KCl. Ceci sert à empêcher le mélange desdites solutions aqueuses de polymères cationiques et anioniques (ainsi que le mélange desdites solutions avec l'agent de réticulation) qui provoquerait une floculation, une précipitation ou une formation de gel dans la colonne, ceci ayant un effet délétère sur l'injection des solutions aqueuses elles-mêmes dans le réservoir. Le dimensionnement du bouchon d'espacement est réalisé de façon à empêcher l'apparition d'une floculation, d'une précipitation ou d'une formation de gel près de la face du puits, ceci ayant un effet délétère sur l'injection, sans parler de réduire l'ampleur possible du traitement. Par conséquent, le bouchon d'espacement entre les différents bouchons de solutions aqueuses polymères traite un besoin important, à savoir de permettre aux différents bouchons d'être adsorbés sur les films de polymère qui ont été préalablement formés, sans formation de gel ou de précipités, et cela, à l'ampleur de traitement souhaitée. Par utilisation de bouchons d'espacement, le mode opératoire de l'invention rend possible de se dispenser de l'utilisation de retardateurs de réticulation employés dans la technique existante, comme par exemple du citrate d'aluminium. Le concept de la présente invention met par conséquent en jeu l'injection dans un puits de production d'autant de couches de polymère que nécessaire pour atteindre le facteur de résistance résiduelle souhaité. C'est la raison pour laquelle il est possible d'affirmer que la présente invention implique la-réduction sélective et contrôlée de la perméabilité à l'eau, puisque les couches de polymère et d'agent de réticulation sont injectées dans le puits de production en fonction des conditions de perméabilité, de salinité et de température. Ainsi, selon les conditions de la formation, la même solution de polymère peut être injectée en plusieurs couches, ou bien différents polymères vont être injectés, formant des couches, qui vont engendrer l'effet souhaité. Dans le gisement, l'injection de plusieurs bouchons de solutions de polymère est contrôlée par la pression et le débit d'écoulement de l'injection des bouchons, ceci étant une indication de la réduction de perméabilité obtenue. Par conséquent, contrairement aux enseignements de la littérature des brevets, la présente invention utilise un concept qui conduit à une réduction sélective et contrôlée de la perméabilité à l'eau, non pas par le bouchage des pores de la formation avec des gels insolubles, mais plutôt par l'accumulation de couches de polymère adsorbées, le type de polymère à injecter ainsi que le nombre de couches étant fonction de la perméabilité, de la température et de la salinité de la formation productive. D'ailleurs, contrairement aux gels décrits dans la littérature des brevets, où une réticulation complète élimine toutes les charges résiduelles du gel formé, la réticulation ponctuelle ou partielle favorisée par l'agent de réticulation appliqué conformément à l'invention laisse des charges positives résiduelles sur la surface de la dernière couche de polymère anionique (ou d'agent de réticulation), lesdites charges servant d'attraction ainsi que d'ancrage pour la couche anionique suivante devant être injectée dans le puits. Conformément à un mode préféré de l'invention, pour des roches de grès ayant une perméabilité moyenne à élevée et une salinité moyenne à élevée, le bouchon de solution de polymère devant être injecté dans le puits de production peut être constitué d'une couche de polymère cationique suivie d'une couche de polymère anionique et d'agent de réticulation, suivie ou non d'autres couches de polymère anionique et d'agent de réticulation, de façon à former diverses couches. Pour des formations productives ayant une faible perméabilité et une faible salinité, le processus peut être bien plus simple : une seule couche de polymère cationique peut être injectée dans le puits de production, ou bien une seule couche de polymère cationique suivie d'une couche de polymère anionique, suivie ou non d'autres couches de polymères cationiques et anioniques. Conformément à un autre mode préféré de l'invention, tel qu'appliqué à des formations riches en roches calcaires ayant une salinité moyenne à élevée et une perméabilité moyenne à élevée, le bouchon de polymère peut être constitué d'une seule couche de polymère anionique suivie de couches successives d'agent de réticulation polyvalent et de polymère anionique. Pour des situations plus favorables, c'est-à-dire de faible perméabilité et/ou de faible salinité, une couche unique de polymère anionique suffit. Les différentes options de procédé et les compositions correspondantes sont choisies en fonction de la salinité de l'eau de la'formation ainsi que de la perméabilité de la roche et de la température. En gros, pour un puits de production, le procédé de la présente invention pour la réduction sélective de la perméabilité à l'eau comprend : # l'injection dans ledit puits de production, d'un bouchon d'eau ou de solvant organique nettoyant dont le volume devrait être proche de celui de l'espace annulaire ou de la colonne de production, le retrait de tous les dommages provoqués à la formation par une précipitation de cires ou d'asphaltènes ; # l'injection de bouchons alternés de solution aqueuse de polymère cationique ou anionique, de façon à former des couches, chaque couche de polymère anionique étant éventuellement liée à une autre couche de polymère anionique par l'intermédiaire d'un bouchon d'agent de réticulation cationique, chaque bouchon de solution aqueuse de polymère injectée étant séparé par un bouchon de solution aqueuse, toutes les solutions aqueuses, qu'elles soient polymères ou non, étant additionnées d'une quantité de sel alcalin suffisante pour empêcher le gonflement des argiles du réservoir, et ainsi de suite, jusqu'à obtention de couches polymères souhaitées qui soient efficaces pour augmenter le facteur de résistance résiduelle RRF, le contrôle de la pression ainsi que le débit d'injection des divers bouchons de solutions aqueuses de polymère de façon à indiquer si la diminution souhaitée du RRF a été atteinte ; # l'injection d'un autre bouchon d'eau, le déplacement, après l'addition des bouchons de polymère, du dernier bouchon de polymère le plus loin possible de la face du puits ; # afin de créer une saturation en huile avant le puits, l'injection d'un bouchon de solvant organique de petit volume (soit un solvant aliphatique soit le pétrole de la formation lui-même) ; # la fermeture du puits pendant 24 heures pour que le polymère soit adsorbé sur la roche ; et # la reprise de la production du puits. Ainsi, la présente invention propose un procédé pour la réduction sélective de la perméabilité relative à l'eau dans des formations ayant une large plage de salinité et de perméabilité, ledit procédé se basant sur l'injection, dans un puits de production, d'un bouchon d'une solution aqueuse d'un polymère cationique (ou anionique), formant une couche, sur laquelle sont adsorbées des couches successives de polymère anionique (ou de polymères cationiques et anioniques) et d'agent de réticulation. C'est ce que l'on appelle le procédé SELEPOL. La présente invention propose de plus un procédé pour la réduction sélective de la perméabilité relative à l'eau, où les couches de polymère sont espacées par des bouchons de solutions aqueuses auxquelles un sel alcalin a été ajouté, ces bouchons servant à : i) déplacer les bouchons de solutions de polymère loin de la face du puits ; et ii) séparer les divers bouchons de polymère, de façon à éviter le contact direct entre des polymères de polarités opposées qui auraient tendance à floculer et à former des gels ayant le pouvoir de bloquer la formation, ces gels bloquant le passage de la totalité des fluides, de l'eau, des huiles et des gaz du réservoir. La présente invention propose en outre un procédé pour la réduction sélective de la perméabilité relative à l'eau, où les bouchons de solution aqueuse entre les bouchons de polymère font que les réactions entre les bouchons de polymère ne se produisent qu'entre les polymères noyés à l'intérieur du film de polymère formé et les polymère du bouchon suivant, de façon que la formation de film se produise dans des couches ayant une réticulation ponctuelle plutôt que tridimensionnelle ; d'autres termes, il ne se forme ni gels ni précipités. La présente invention propose de plus un procédé pour la réduction sélective de la perméabilité relative à l'eau, où l'absence de gel polymère fait que la perméabilité à l'huile reste pratiquement non altérée par rapport où la situation où aucun bouchon de polymère n'est ajouté. La présente invention propose de plus un procédé extrêmement flexible pour réduire la perméabilité relative à l'eau par utilisation uniquement de produits du commerce, ceci rendant ce procédé bon marché et polyvalent, puisque les besoins de chaque formation particulière sont satisfaits par variation des couches successives d'un certain type de polymère. De plus, la flexibilité~des applications selon la présente invention est une conséquence des divers degrés d'hydrolyse et masses moléculaires des produits du commerce utilisés dans le procédé, qui peuvent être dimensionnés en fonction des conditions du réservoir (type de roche, température, salinité et perméabilité). La Figure 1 décrit des courbes de perméabilité relative à l'huile (Kro) et à l'eau (Krw) avant et après traitement avec les compositions polymères utilisées dans le procédé de l'invention. La Figure 2 est un graphique de la perméabilité en fonction du IPV (volume poreux injecté), plusieurs courbes de drainage (huile) et d'imbibition (eau) montrant qu'après le traitement de l'invention avec un polymère, la courbe de drainage retrouve des valeurs proches des valeurs initiales, tandis que les valeurs pour la courbe d'imbibition sont considérablement réduites. La Figure 3 est une courbe de la production de pétrole cumulative en fonction de la production de pétrole cumulative totale du puits A, où Tl représente le premier traitement selon l'invention. La Figure 4 représente le rapport eau/huile en fonction du temps pour le puits A, où Tl à T4 représentent des tests en gisement. La figure 5 représente le débit d'eau en fonction du temps pour le puits A, où Tl à T4 représentent des tests en gisement. La Figure 6 représente le débit de pétrole (huile) en fonction du temps pour le puits A, où Tl à T4 représentent des tests en gisement. La Figure 7 est une illustration schématique du concept de l'invention, pour des roches de grès, avec injection de bouchons successifs de solutions aqueuses et polymères et d'un agent de réticulation, de façon à former des couches de polymère exemptes de gel tridimensionnel. La Figure 8 est un graphique qui illustre les rendements du gisement en termes d'augmentation d'huile, pour plusieurs puits traités conformément au procédé de l'invention. La Figure 9 est un graphique qui illustre la réduction d'eau pour divers puits, obtenue en résultat du traitement conformément au procédé de l'invention. En gros, le concept de la présente invention comprend l'injection de bouchons aqueux de polymère en alternance avec l'injection de bouchons d'espacement de solutions aqueuses, lesdits bouchons permettant le déplacement et la séparation entre les bouchons de polymère, de façon que la couche ne soit formée que sur le film de polymère. De cette façon, il est possible d'empêcher le mélange entre les solutions de polymère et l'agent de réticulation, ledit mélange étant une source de réticulation tridimensionnelle non souhaitée avec perte de sélectivité et blocage des pores de la formation. Dans la présente description et les revendications, l'expression "réticulation partielle sans formation de gel" ou simplement "réticulation ponctuelle" signifie que l'agent de réticulation qui porte au moins trois charges positives lors de l'interaction avec le polymère anionique déjà adsorbé peut réagir avec deux charges de la même chaîne polymère (réaction intramoléculaire) ou, en variante, avec une charge d'une chaîne et une autre charge d'une autre chaîne (réaction intermoléculaire), laissant une charge positive restant pour l'ancrage d'une charge de la couche suivante de polymère anionique. De cette façon, contrairement aux procédés de la technique existante, dans l'invention il n'y a pas de formation de gel par réticulation complète. L'agent de réticulation est donc nécessairement un composé polyvalent, au moins trivalent, puisque par exemple des composés divalents-, comme-expliqué plus haut, ne vont pas posséder de charges positives restantes qui pourraient servir de points d'ancrage pour former une autre couche. En outre, le terme "polymère" peut signifier homopolymère, copolymère ou terpolymère. Dans la présente description et les revendications, l'expression "faible perméabilité" représente des valeurs pour la perméabilité de la formation comprises entre 100 et 300 mD, tandis qu'une perméabilité moyenne représente des valeurs pour la perméabilité de la formation comprises entre 301 et 600 mD et une perméabilité élevée représente des valeurs pour la perméabilité de la formation comprises entre 601 et 2000 mD. Les températures de formation auxquelles le présent procédé peut être appliqué sont comprises entre 45 et 110 C, mieux encore entre 55 et 95 C. Le procédé de l'invention produit une réduction sélective de la perméabilité à l'eau de la formation productive du fait de l'injection dans un puits productif d'une solution aqueuse d'un polymère selon l'invention puisque la réduction de la perméabilité relative à l'eau est supérieure à la réduction de la perméabilité à l'huile. Le procédé de l'invention provoque une réduction contrôlée de la perméabilité relative à l'eau de la formation productive du fait de l'injection dans un puits productif d'une solution aqueuse de polymère selon l'invention, de l'application successive de couches de polymère cationique (ou anionique), de bouchon d'espacement à base de chlorure alcalin et d'agent de réticulation, les couches de polymère anionique (ou cationique) et d'agent de réticulation étant répétées, la dernière couche ayant toujours une charge positive, jusqu'à ce que la pression de l'injection de la solution aqueuse de polymère indique que le facteur de résistance résiduelle (RRF) à l'eau a été atteint. Ainsi, la réduction de la perméabilité relative est commandée au moyen de l'injection de la quantité requise de polymère, sous forme de couches, sans affecter la face du puits et sans provoquer une précipitation/formation de gel non souhaitée. Le bouchon de solution aqueuse de polymère devant être injecté dans le réservoir conformément au procédé SELEPOL de l'invention, tel qu'appliqué à des formations riches en roches de grès, comprend l'injection d'un bouchon de polymère cationique, suivi d'un bouchon d'espacement de saumure, d'un bouchon de polymère anionique, d'un autre bouchon d'espacement de saumure et d'autres bouchons alternés ou successifs de polymère cationique, le type de polymère utilisé ainsi que le nombre de couches de polymère étant fonction de la perméabilité de la roche ainsi que de la salinité de l'eau et de la température de la formation. Pour des réservoir de salinité élevée et de température dépassant 70 C, il est préférable d'utiliser, après l'injection du premier bouchon de solution de polymère anionique, un bouchon d'agent de réticulation polyvalent pour remplacer les bouchons successifs de solutions de polymère cationique. Dans de telles conditions hostiles, l'agent de réticulation confère une meilleure résistance au film polymère. Dans un autre aspect de l'invention, afin de réduire la viscosité de la solution de polymère et empêcher le gonflement des argiles de la formation, le bouchon de solution aqueuse de polymère cationique ou anionique contient toujours une certaine quantité de sel alcalin. Pour une formation riche en roches calcaires, le procédé SELEPOL comprend l'injection d'un polymère anionique, suivi de couches successives de polymère cationique ou d'agent de réticulation trivalent, toujours en alternance avec des bouchons de polymère anionique, conformément aux mêmes critères de type de polymère et de nombre de couches que ceux déjà décrits à propos des roches riches en grès. Il est alors facile de comprendre que les bouchons de solutions de composés contenant des charges positives, qu'il s'agisse d'un polymère cationique ou d'un agent de réticulation métallique polyvalent, ont pour but d'effectuer une réticulation partielle avec les charges négatives des polymères anioniques. Un polymère cationique convenable pour la préparation de la solution aqueuse est un polyacrylamide copolymérisé avec de l'aminoacrylate de diméthyle (ADAM). Un polymère anionique convenable pour la préparation de la solution aqueuse est un copolymère d'acrylamide et d'acide acrylique. La quantité de polymère utilisée dans la composition devant être injectée varie à l'intérieur de limites étendues. Pour les polymères cationiques, les quantités habituelles sont comprises entre 500 et 4000, de préférence entre 1000 et 3500, et mieux encore entre 2500 et 3000 ppm en poids de polymère, sur la base de la quantité totale de solution aqueuse. Pour les polymères anioniques, les quantités utilisées varient entre 500 et 3000,-de préférence entre 1000 et 2500, et mieux encore entre 1500 et 2000 ppm en poids de polymère, sur la base de la quantité totale de la solution aqueuse. Des quantités de polymère inférieures à 500 ppm dans les bouchons de solutions aqueuses sont possibles, mais les volumes devant être injectés deviennent excessivement grands, ce qui est un inconvénient pour l'efficacité de l'opération. Des quantités de polymère dépassant 4000 ou 3000 ppm peuvent ne pas être convenable, en fonction du type de polymère, puisque les viscosités peuvent devenir trop élevées, ceci nuisant à l'injection des solutions aqueuses de polymère. Les quantités en poids de polymère dans les bouchons de solutions aqueuses de polymère ainsi que les volumes devant être injectés sont déterminés à partir des tests d'adsorption sur la roche et vont être fonction de la distance radiale sur laquelle le bouchon de solution aqueuse de polymère doit pénétrer à l'intérieur du réservoir. Les volumes de solutions aqueuses contiennent les quantités requises de polymère pour atteindre la pénétration requise. Cette pénétration est atteinte par utilisation de la concentration de polymère requise pour former l'adsorption requise, toutefois à un volume de solutions inférieur à celui qui serait utilisé si le bouchon devait se déplacer sur toute la distance radiale souhaitée. Les bouchons d'espacement et les solutions de polymère successives déplacent les solutions plus concentrées à la pénétration souhaitée. Par utilisation dudit mode d'injection, sont formées des couches ayant des épaisseurs différentes, puisque la première couche pénètre davantage dans le réservoir, la deuxième un peu moins, et ainsi de suite. La dernière couche, qui est la plus proche de la face du puits, présente la plus grande épaisseur. La forme globale des couches à l'intérieur de la formation est celle d'un coin. L'avantage dudit format est que la face du puits, qui est davantage érodée du fait de la production ellemême, est mieux protégée par les couches de plus grande épaisseur. Ce concept inventif, tel qu'illustré sur la Figure 7 joints pour une roche de grès, est une caractéristique distinctive principale de la présente invention par rapport à la technique existante, puisqu'aucun des procédés connus ne décrit ni ne suggère que des bouchons de solutions aqueuses de polymère soient injectés de façon à réaliser une adsorption sur la roche du réservoir et former des couches de polymère selon un format qui protège la face du puits et donne un procédé peu coûteux basé sur de plus petits volumes injectés et un temps opératoire réduit. La masse moléculaire des polymères utiles pour la mise en pratique de la présente invention peut varier à l'intérieur de limites étendues, et représente généralement des masses moléculaires situées dans la plage allant de 50 000 à 20.106 daltons. La masse moléculaire des polymères de plus faible masse moléculaire est comprise entre 50 000 et 3.106 daltons, de préférence entre 200 000 et 1.106 daltons. Les polymères de masse moléculaire plus élevée ont des masses moléculaires situées dans la plage allant de plus de 3.106 daltons jusqu'à 20.106 daltons. Le sel alcalin pour composer la saumure conçue pour réduire la viscosité de la solution aqueuse de polymère et améliorer la capacité d'injection peut être n'importe quel sel alcalin peu coûteux et largement disponible tel qu'un chlorure de métal alcalin, par exemple le chlorure de sodium ou le chlorure de potassium, le KC1 étant préféré puisqu'il empêche le gonflement des argiles. La quantité de chlorure alcalin utilisée varie entre 100 et 30 000, de préférence entre 10 000 et 22 000 et mieux encore entre 15 000 et 20 000 ppm dans la solution aqueuse. L'eau utilisée pour préparer la solution aqueuse de polymère devant être injectée dans le réservoir devrait être exempte de sels. L'agent de réticulation, lorsqu'il est utilisé, est un cation d'un métal polyvalent, au moins trivalent, tel que Fe3+, Al3+, Ti4+, Sn4+, Zr4+ et Cr3+, capable de former des liaisons tridimensionnelles avec les charges du polymère anionique. Un agent préféré est un halogénure d'aluminium du commerce, le poly(chlorure d'aluminium) (PAC) de formule (Al2(OH)nCl(6-n))m où "m" est le degré de polymérisation, normalement m La quantité d'agent de réticulation peut varier de 20 à 500, de préférence de 30 à 300, et mieux encore de 50 à 200 ppm en poids sur la base-du volume total de solution devant être injecté dans la formation. Les solutions de polymère sont préparées par l'addition du polymère à de l'eau à la température ambiante, sous agitation, jusqu'à ce que le polymère soit entièrement dissous. Puis du KCl ou un quelconque autre sel alcalin est ajouté jusqu'à une concentration de 18 000 à 22 000 ppm en poids, par exemple de 20 000 ppm en poids, dans le but de réduire la viscosité de la solution et donc de faciliter l'injection de la solution de polymère dans la formation. De préférence, les solutions de polymère selon l'invention sont introduites dans le réservoir par l'intermédiaire d'un puits de production. En dépit du fait que le procédé de l'invention est facilement applicable à des conditions de réservoir que l'on peut considérer comme douces, c'est-à-dire une salinité faible ou moyenne et une basse température, il concerne spécialement les formations à salinité élevée, ayant jusqu'à 150 000 ppm de sels dissous, et à des températures allant jusqu'à 110 C. L'injection de chaque bouchon de polymère est précédée de l'injection d'un bouchon de saumure, par exemple à base de KCl, servant d'agent de conditionnement des argiles et à déterminer la pression et le débit d'écoulement convenables pour l'injection du polymère. Afin de déplacer le bouchon de polymère vers l'intérieur de la formation, après chaque bouchon de polymère on injecte un bouchon de saumure frais. Toutes les solutions aqueuses employées dans le procédé selon l'invention, à savoir le bouchon de polymère, le bouchon d'espacement et le bouchon d'agent de réticulation, contiennent en outre-un chlorure alcalin en une quantité de 100 à 30 000 ppm, de préférence de 10 000 à 220 000, et mieux encore de 15 000 à 20 000 ppm en poids de chlorure alcalin, sur la base du volume total de la solution aqueuse. Conformément à un mode préféré de l'invention, tel qu'appliqué aux formations de grès de salinité et de perméabilité moyennes, l'injection d'une solution aqueuse d'un bouchon de polymère cationique dans un puits de production est suivie de l'injection de couches successives de polymères anioniques et cationiques, formant un film qui est adsorbé sur la roche, chaque couche de polymère étant espacée de la couche suivante par un bouchon d'espacement de solution aqueuse de saumure de KCl. Et selon un autre mode préféré de l'invention, tel qu'appliqué aux formations de grès de salinité et de perméabilité élevées, l'injection d'une solution aqueuse d'un bouchon de polymère cationique dans un puits de production est suivie de l'injection de couches successives de polymère anionique et d'agent de réticulation. Chaque couche de polymère, qu'elle soit cationique, anionique ou d'agent de réticulation, est espacée de la couche suivante par de petits bouchons de saumure- de KCl. Les bouchons de saumure servent non seulement à espacer les différentes couches de polymère et l'agent de réticulation, mais aussi à nettoyer les récipients où les solutions sont préparées. Dans les formations où l'eau de réservoir présente une salinité moyenne ( ne comprend aucun agent de réticulation, est plus sensible à la température et à la salinité de la formation. Ainsi, à partir de 35 000 ppm de SDT dans l'eau de la formation, il peut arriver que les couches générées au préalable se dissolvent, l'application du procédé dans de telles conditions de salinité étant plutôt limitée. Dans le cas où la formation est riche en roches calcaires, le premier bouchon de polymère va être une solution aqueuse de polymère cationique, et être suivi de couches successives d'agent de réticulation trivalent et de polymère anionique en fonction de la perméabilité et de la salinité de l'eau de la formation. Dans tous les cas, le procédé pour la réduction de la perméabilité relative à l'eau de l'intervalle producteur d'eau, dans la zone de réservoir proche d'un puits quelconque, comprend l'introduction dans la zone devant être traitée d'une ou plusieurs solutions aqueuses de polymère, injectées à partir dudit puits. Ensuite, le puits est de nouveau mis dans des conditions de production pour l'extraction de pétrole et/ou d'hydrocarbure gazeux. Après le traitement, la perméabilité au pétrole (huile) et/ou aux hydrocarbures gazeux dans la zone traitée est très peu affectée, tandis que la perméabilité à l'eau est fortement réduite. Les solutions aqueuses comprennent un ou plusieurs polymères qui présentent les structures suivantes : Les polymères cationiques du commerce préférés sont apparentés à l'acrylate de diméthylaminoéthyle (ADAM) (structure I) et au méthacrylate de diméthylaminoéthyle (MADAM) (structure II) : La quaternisation de (I) avec du sulfate de diméthyle donne la structure (III) ou ADQUAT : CH2=CH-COO-CH2-CH2-N± (CH3)3CH3S04- (III) La quaternisat-ion de (II) avec le même sulfate de diméthyle donne la structure (IV) ou MADQUAT : Tandis que la quaternisation de la même structure (I) par chlorométhylation donne la structure ADCL (V) : CH2=CH-COO-CH2-CH2-N± (CH3) 3Cl- (V) Et la quaternisation de la structure (II) par chlorométhylation donne la structure MADCL (VI) : Un copolymère d'acrylamide AM et de ADQUAT donne la structure (VII) : Un copolymère d'acrylamide AM et de ADCL donne la structure (VIII) : Un copolymère d'acrylamide AM et de MADQUAT donne la structure (IX) : Un copolymère d'acrylamide AM et de MADCL donne la structure (X) : D'autres produits utiles sont les produits de la réaction de diméthylamine (DMA) et d'épichlorhydrine, conformément à la structure (XI) ci-dessous, d'une polyamine : Un autre produit utile est le produit réactionnel de méthylamine et d'épichlorhydrine, donnant la structure (XII) ci-dessous : Une autre structure utile est la structure (XIII) ci-dessous, APTAC : [CH2CH-CO-NH-CH2-CH2-CH2-N+]- (CH3) 3Cl- (XIII) La structure de base dans la formation de copolymères anioniques à utiliser dans l'invention à des températures aux alentours de 70 C est un acrylamide partiellement hydrolysé. Une autre structure utile en tant que base pour copolymères ou terpolymères anioniques à utiliser dans des applications où la température dépasse 70 C et la salinité est élevée, est la structure XIV ci-dessous, à savoir le monomère d'acide 2-acrylamino-2méthylpropanesulfonique (AMPS) : Un terpolymère apparenté au AMPS, à l'acrylamide et à l'acide acrylique est également utile dans des conditions hostiles- (température élevée, salinité élevée) est décrit par la structure XV ci-dessous : Une autre structure est la structure (XVI) cidessous : où m + n = 100 et m est compris entre 1 et 99 tandis que n est compris entre 1 et 100. Le choix du type de structure de polymère dépend des conditions du réservoir. Ainsi, pour un réservoir dans des conditions de température et de salinité plus élevées, on préfère des polymères cationiques, plus résistants, tels que les structures XI, XII et XIII. Le polymère anionique tout spécialement préféré dans ces circonstances est un terpolymère acrylamide/AMPS/acide acrylique, de structure XV. Pour les propos de la présente invention, le degré cationique d'un polymère est, par exemple, dans une structure telle que VII et VIII, la quantité de motifs apparentés à ADQUAT ou ADCL par rapport aux motifs acrylamide du copolymère. Ainsi, un copolymère ayant un degré cationique de 30 signifie que 70 % en moles du copolymère sont des fragments acrylamide et 30 % en moles sont des fragments ADQUAT ou ADCL. Les copolymères anioniques dérivent d'acrylamide et d'acide acrylique, où le degré d'hydrolyse 30 signifie que 70 % en moles du copolymère sont des fragments acrylamide tandis que 30 % en moles sont des fragments acide acrylique. La convenance des compositions de polymère de la présente invention au procédé pour réduire sélectivement les zones produisant de l'eau est déterminée à l'aide de tests en laboratoire et en gisement pour diverses conditions de salinité de l'eau et diverses températures. Les conditions générales pour appliquer le procédé SELEPOL à des réservoirs de grès ou de calcaire ayant une perméabilité moyenne allant jusqu'à 3000 mD, des température allant jusqu'à 110 C, contenant de l'eau de formation ayant une salinité allant jusqu'à 150 000 ppm de SDT, sont présentées dans le Tableau 1 ci-dessous. Tableau 1 Traitement Salinité Température Perméabilité (ppm) ( C) (md) Témoin 3 000 60 1 000 Selepol 1 20 000 60 > 1 000 Selepol 2* 150 000 110 1 000 - 3 000 * SELEPOL et agent de réticulation Le témoin représente un bouchon de solution aqueuse de polymère conformément à la technique existante. Le SELEPOL 1 pour grès comprend l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère cationique, suivie de l'injection successive de bouchons de solutions aqueuses de polymères anioniques et cationiques, les deux derniers bouchons étant répétés autant de fois qu'on le souhaite, formant les couches requises jusqu'à ce que les valeurs pour la pression et le débit d'écoulement indiquent que le RRF (Facteur de Résistance Résiduelle) a été atteint. Tous les bouchons de solutions aqueuses de polymère sont espacés par l'injection de bouchons d'espacement de solution de saumure. Et le SELEPOL 1 pour roches calcaires démarre par l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère anionique suivie de l'injection successive de bouchons de solutions aqueuses de polymères cationiques et anioniques. Le SELEPOL 2 dans- le cas des grès démarre par l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère cationique, suivie de l'injection successive de bouchons de solution aqueuse de polymère anionique et de solution d'agent de réticulation, les deux derniers bouchons étant répétés autant de fois qu'on le souhaite, formant les couches requises jusqu'à ce que les valeurs de pression et de débit d'écoulement indiquent que le RRF souhaité a été atteint. Le SELEPOL 2 dans le cas des roches calcaires démarre par l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère anionique, suivie de l'injection successive de bouchons d'agent de réticulation polyvalent et de l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère anionique, les deux derniers bouchons étant répétés autant de fois que nécessaire. Le procédé à utiliser sera le SELEPOL 1 ou 2 en fonction des conditions de température et de salinité du réservoir. Les polymères cationiques et anioniques sont sélectionnés en fonction de la température et de la perméabilité du réservoir. Les réservoirs à faible perméabilité requièrent des polymères de faible masse moléculaire, tandis que ceux à perméabilité plus élevée requièrent des polymères de masse moléculaire plus élevée. Les réservoirs à température plus élevée requièrent des polymères qui résistent à ces températures élevées. Pour un réservoir ayant une température allant jusqu'à 70 C, un polymère cationique convenable pour préparer les solutions aqueuses pour injection conformément à la présente invention est un copolymère d'acrylamide et de ADQUAT (structure III) ayant un degré cationique compris entre 10 et 50 %, de préférence entre 15 et 30 %, mieux encore de 20 %, et une masse moléculaire (MW) comprise entre 1 000 000 et 15 000 000 daltons, de préférence entre 8 et 10 000 000 daltons. Une autre structure utile pour des réservoirs ayant des températures allant jusqu'à 70 C est la structure V. Pour des réservoirs ayant des températures supérieures à 70 C, un polymère cationique convenable pour la préparation des solutions aqueuses de l'invention est un copolymère d'acrylamide et de MADQUAT (structure IV), ayant un degré cationique tel que dans le cas des réservoirs ayant des températures allant jusqu'à 70 C. Pour des réservoirs ayant une température supérieure à 70 C, le terpolymère d'acrylamide, d'acide acrylique et de AMPS (structure XV) est le composé idéal. Pour les propos de l'invention, des concentrations utiles de polymère ou copolymère cationique sont comprises entre 500 et 4 000 ppm, de préférence entre 1 000 et 3 500 et mieux encore entre 2 500 et 3 000 ppm de polymère ou copolymère cationique dans les solutions aqueuses. Et des concentrations utiles de polymère ou copolymère anionique sont comprises entre 500 et 3 000 ppm, de préférence entre 1 000 et 2 500 ppm, et mieux encore entre 1 500 et 2 000 ppm de polymère ou copolymère anionique dans les solutions aqueuses. On décrit cidessous des tests en laboratoire et en gisement, ces tests mettant en évidence la réduction des zones productrices d'eau par application des solutions de polymère de l'invention. Tests en laboratoire Les tests en laboratoire visent à déterminer l'adsorption de polymère sur la roche et par conséquent la quantité de polymère devant être injectée dans la formation de façon qu'il soit possible d'obtenir la résistance d'écoulement résiduelle souhaitée. Tests d'écoulement à une seule phase Au laboratoire, les tests d'écoulement à une seule phase pour déterminer l'adsorption de polymère et le facteur de résistance résiduelle- (RRF) comprennent l'injection de l'eau de formation dans un milieu poreux pour mesurer la perméabilité absolue initiale, suivie de l'injection de solutions de polymère, et finalement de la ré-injection de la saumure pour déterminer l'effet du film de polymère sur la perméabilité absolue à l'eau. L'adsorption, qui représente le poids de polymère irréversiblement adsorbé sur la surface de la roche, est déterminée par le reste de la masse de polymère injectée et produite, la concentration de polymères dans les échantillons d'effluent étant contrôlée par spectrophotométrie UV. Le facteur de résistance résiduelle à l'eau, RRFw, est déterminé comme le rapport entre les perméabilités à l'eau avant et après l'application du traitement. Les tests d'adsorption déterminent qu'une partie du polymère est instantanément adsorbée sur la roche de la formation, tandis qu'une autre partie reste en suspension dans la solution aqueuse. C'est pourquoi une partie du concept inventif du présent procédé réside dans l'introduction d'un bouchon de saumure immédiatement après l'injection de chaque bouchon de polymère. Le bouchon de saumure a pour but d'entraîner cette quantité de polymère toujours en suspension dans la solution aqueuse jusqu'à la distance radiale dans la formation où on souhaite réduire la perméabilité relative à l'eau. De cette façon, il est possible de convoyer le polymère jusqu'à la distance radiale souhaitée dans la formation, le bouchon de saumure servant de convoyeur de polymère, déplaçant le polymère à une certaine distance du puits, selon les besoins, pour réduire la perméabilité relative à l'eau. Le milieu poreux utilisé dans les tests de laboratoire est de préférence un grès de Berea ou de Rio Bonito. On réalise également des tests dans les c#urs de réservoir. Afin de reproduire des conditions similaires, il est judicieux que la perméabilité du milieu poreux de test soit proche de celle du réservoir. Le Tableau 2 ci-dessous présente les résultats de tests d'adsorption pour deux témoins et le SELEPOL 1. Dans ce dernier cas, la forte adsorption du polymère anionique, qui s'adsorbe sur la couche de polymère cationique, conduit à un film plus épais que si on n'utilisait qu'une seule couche de polymère cationique (témoin 1) . Tableau 2 Adsorption totale du polymère (g/g Type de de roche) traitement Cationique Anionique RRFw Témoin -- 25 3,0 Témoin 1 89 -- 4,5 SELEPOL 1 78 264 14 Dans le tableau, RRFw = facteur de résistance résiduelle à l'eau. Les données du Tableau 2 ci-dessus démontrent que pour le seul polymère anionique, l'adsorption sur la formation de grès est plutôt faible. L'adsorption est améliorée sur le polymère injecté initial est cationique (témoin 1). Et l'utilisation de couches de polymères cationiques et anioniques selon l'invention (SELEPOL 1) indique une forte adsorption, celle-ci conduisant aux valeurs de RRFw. Tests d'écoulement à deux phases On réalise des tests d'écoulement à deux phases pour déterminer l'effet du film hydrophile sur les perméabilités relatives à l'eau et à l'huile et les valeurs correspondantes de facteur de résistance résiduelle (RRFw et RRFo). La séquence de test comprend la saturation des c#urs avec de la saumure, des cycles alternés de drainage et d'imbibition, l'injection du traitement, et d'autres cycles de drainage et d'imbibition. On calcule ensuite les perméabilités finales de chacun de ces cycles. Le Tableau 3 ci-dessus montre les tests 1, 2 et 3 pour un polymère témoin, à une température de 60 C et une salinité de l'eau de 1000 ppm SDT, où on observe des valeurs de facteur de résistance résiduelle (RRF) à l'eau comprises entre 3 et 7, la variation étant fonction de la perméabilité absolue du milieu poreux utilisé. Tableau 3 Test Kg RRFw RRFo 1 560 3,6 1,2 2 775 7,4 2,0 3 147 4,9 1,2 Dans ce tableau, Kg = perméabilité absolue aux gaz (mD) . L'observation du contenu du Tableau 3 conduit à la conclusion que, pour le témoin, le facteur de résistance résiduelle à l'eau (RRFw) (3,6,7,4 et 4,9) est nettement supérieur au facteur de résistance résiduelle à l'huile (RRFo) qui n'est que de 1,2,2 ou 1,2. Ceci démontre que, dans des conditions douces, le polymère est sélectif pour réduire la perméabilité à l'eau, tandis que la perméabilité à l'huile est très légèrement affectée. On réalise des tests dans des conditions plus hostiles, à savoir une température comprise entre 70 et 90 C et une salinité de 100 000 ppm de NaCl, en utilisant les solutions de polymère des procédés SELEPOL 1 et 2. Les résultats sont présentés dans le Tableau 4 cidessous. Tableau 4 Test Traitement Température ( C) Kar (mD) RRFw 21 SELEPOL 1 70 1020 5,4 25 SELEPOL 1 70 863 13,3 22 SELEPOL 1 90 1389 3,5 23B SELEPOL 1 90 1437 3,9 13 SELEPOL 2 90 5830 5,3 14 SELEPOL 2 90 2054 11,1 Les données du Tableau 4 conduisent à la conclusion que la solution de polymère de SELEPOL 1 résiste bien à des températures allant jusqu'à 70 C et à des salinités allant jusqu'à 100 000 ppm, donnant des valeurs de RRFw du même ordre que celles obtenues dans le Tableau 3. On doit noter en outre que les tests du Tableau 4 utilisent des c#urs ayant des perméabilités - absolues bien supérieures à celles des tests du Tableau 3, ceci démontrant la grande efficacité du procédé même dans des conditions hostiles. A une température de 90 C, le traitement SELEPOL 1 donne des valeurs de RRFw du même ordre immédiatement après application. Toutefois, la valeur obtenue est rapidement réduite, la perméabilité revenant à sa valeur d'origine après quelque temps. Au contraire, dans les mêmes conditions de température (90 C) et de salinité (100 000 ppm), le procédé SELEPOL 2 de l'invention donne des valeurs RRFw du même ordre et maintient les valeurs pendant longtemps. On doit aussi comprendre que les valeurs de RRFw élevées sont obtenues dans des milieux poreux ayant une perméabilité extrêmement élevée. Par conséquent, le témoin et le procédé SELEPOL 1 montrent qu'il est possible de réduire la perméabilité relative à l'eau avec une seule couche de polymère ou avec plusieurs couches, pour une formation à faible salinité ou à basse température. Toutefois, l'application desdites procédures n'est pas applicable à des situations où des températures élevées peuvent être rencontrées, comme cela est souvent le cas. Les résultats obtenus ont conduit la demanderesse à réaliser de nouveaux tests afin de déterminer les effets du traitement par un polymère sur les courbes de perméabilité relative. Les deux paires de courbes, avant et après le traitement, calculées conformément au procédé de E. F. Johnson et al. "Calculation of relative permeability from displacement experiments", Trans, AIME (1959), volume 126, pages 37 à 372, sont présentées sur la Figure 1. Le résultat est un déplacement significatif de la courbe de perméabilité à l'eau vers la droite de l'échelle de saturation d'eau (perméabilités à l'eau bien inférieures pour la même saturation d'eau), et pratiquement aucun effet dans la courbe de perméabilité à l'huile. La grande différence de saturation d'eau résiduelle, avant et après le traitement, est due à la présence d'argiles dans la roche, dont la forte capacité à absorber le polymère conduit à une rétention de grands volumes d'eau. Tests en gisement On applique le témoin et les procédés SELEPOL 1 et 2 à 96 traitements (voir le Tableau 5), dans 77 puits de différents gisements et zones, dont les caractéristiques en ce qui concerne la perméabilité, la température et la salinité sont présentées dans le Tableau 6. Durant la sélection des puits et l'évaluation du traitement, on utilise intensément les courbes de production des puits, telles que Np (production d'huile accumulée) en fonction de (Np + Wp), Wp (production d'eau accumulée) en fonction de (Np + Wp), WOR (rapport eau/huile) en fonction du temps, Qo (débit d'écoulement volumétrique d'huile en m3) et Qw (débit d'écoulement accumulé d'eau) en fonction du temps. L'analyse complète de ces données, ainsi que d'autres informations pertinentes, indiquent l'origine des fortes production d'eau : cône d'eau, renardage de l'eau, détérioration naturelle ou induite, trous dans l'enceinte et mauvaise cimentation. Les procédés sélectifs pour le contrôle de la production d'eau ne sont applicables qu'aux cônes et au renardage. La sélection du procédé le plus approprié pour chaque gisement, entre le témoin et le SELEPOL 1 ou 2 se base sur les caractéristiques perméo-poreuses du réservoir, ainsi que sur la viscosité de l'huile, la température et la salinité de l'eau du réservoir. Les opérations en gisement s'avèrent être simples, l'injection des solutions de polymère de traitement était réalisées par l'intermédiaire de la colonne de production ou de l'espace annulaire, pour les cas où il y a des intervalles plus importants de puits à complétion double. L'injection dépend aussi du système d'élévation installé dans le puits. En général, il n'est pas nécessaire de recompléter les puits afin de les adapter aux traitements. On contrôle soigneusement tous les puits pendant un mois avant les traitements, avec au moins deux mesures du débit d'écoulement total et de la fraction eau chaque semaine. Après les traitements, on maintient le contrôle jusqu'à stabilisation de la fraction eau puis on l'espace à une mesure par mois. Traitements en gisement - Témoin On applique le procédé témoin à 43 traitements de différents champs pétrolifères au nord-est du Brésil, dont les caractéristiques globales peuvent être trouvées dans le Tableau 5 ci-dessous. Les traitements comprennent l'injection successive de saumure (20 kg/m3 de KCl), de solution de polymère (1 kg/m3 de polymère + 20 kg/m3 de KCl), et finalement d'un bouchon de saumure fraîche. Le premier bouchon de saumure (balayage préalable) est conçu pour conditionner les argiles et pour déterminer la pression et les débits d'écoulement convenables pour l'injection de polymère. Le deuxième bouchon de saumure est conçu pour déplacer le bouchon de polymère à l'intérieur de la formation. Les Figures 3 à 6 montrent les résultats des opérations réalisées dans le puits 35, à titre d!exemple de l'évaluation des traitements. Après le traitement des 180 premiers barils, la courbe Np en fonction de (Np + Wp) sur la Figure 3 montre une augmentation de la production de pétrole (huile). La Figure 4 montre la diminution correspondante de la fraction eau. Les Figures 5 et 6 montrent l'augmentation de la production de pétrole et la diminution du débit d'écoulement de production d'eau, respectivement. Toutefois, ces résultats, du fait du petit bouchon de polymère, sont de très courte durée. On répète ensuite le traitement avec un bouchon de 840 barils, les mêmes figures montrant des résultats encore meilleurs, sur une période de presque 15 mois. On réalise deux autres traitements (2 000 barils et 800 barils) sans augmentation de la production de pétrole ni réduction de la production d'eau. Il sont toutefois efficaces pour maintenir les valeurs atteintes avec les premiers traitements. Jusqu'en juillet 1999, tout l'ensemble de traitements dans un puits particulier conduit à une production de pétrole accumulée additionnelle de l' ordre de 2 486 m3, et à une réduction de la production d'eau accumulée de 14 809 m3. Comme le représente le Tableau 5 ci-dessous, 33 des 43 traitements montrent une augmentation de la production de pétrole et/ou une réduction de la production d'eau (taux de succès 76 %) . Tableau 5 Pétrole Eau Type de récupéré, réduite, Traitement Puits Gisement traitement m3 m3 1 1 D Selepol 2 0 9007 2 2 D Selepol 2 686 3926 3 3 D Selepol 2 0 5824 4 4 D Selepol 2 0 0 5 5 D Selepol 2 1849 0 6 6 H Selepol 2 2490 0 7 7 H Selepol 2 918 0 8 8 H Selepol 2 1553 0 9 9 G Selepol 2 1550 0 10 10 G Selepol 2 21 7297 11 11 B Selepol 1 2288 97220 12 12 F Selepol 2 7034 0 13 13 I Selepol 2 1433 31511 14 14 I Selepol 2 3355 2347 15 15 I Selepol 2 383 25655 16 16 E Selepol 2 0 31837 17 17 A Selepol 1 4781 0 18 18 F Selepol 2 106 0 19 19 F Selepol 2 2602 0 20 20 F Selepol 2 0 13571 21 21 F Selepol 2 398 0 22 22 F Selepol 2 647 2211 23 23 F Selepol 2 478 8822 24 24 F Selepol 2 671 3768 25 25 D Selepol 2 0 17528 26 26 D Selepol 2 326 - 3328 27 27 D Selepol 2 116 4559 28 28 D Selepol 2 0 26168 29 29 D Selepol 2 203 3614 30 30 C Selepol 2 778 0 31 31 C Selepol 2 0 771 32 32 C Selepol 2 77 0 33 33 L Selepol 2 0 22841 34 34 L Selepol 2 0 2917 35 35 J Témoin 74,9 3182,4 36 " J Témoin 1127,5 4259,3 37 " J Témoin 53,9 183,6 38 35 J Selepol 2 1230 7184,3 39 36 J Témoin 0 0 40 37 J -Témoin 162 169 41 " J Selepol 1 0 0 42 38 J Témoin 0 0 43 39 J Témoin 681,6 2510,5 44 40 J Témoin 0 0 45 41 J Témoin 37,2 42,8 46 42 J Témoin 4697,1 5789,2 47 43 J Témoin 0 2074,9 48 " J Témoin 307,3 3395,8 49 " J Témoin 259,1 2138,7 50 44 J Témoin 77,7 91,1 51 " J Témoin 3037,9 2765,5 52 " J Selepol 2 94,9 96,5 53 45 J Témoin 0 0 54 46 J Témoin 0 0 55 47 J Selepol 2 0 0 56 48 J Témoin 1576,3 1576,3 57 " J Témoin 1584,4 1584,4 58 49 J Témoin 1703 10286,9 59 50 J Témoin 4095,9 3868,3 60 51 Témoin 0 11326,1 61 52 J Témoin 0 11660,5 62 53 J Selepol 1 0 0 63 54 J Témoin 6,1 1493,8 64 " J Témoin 136,3 4435,9 65 " J Selepol 1 1187 315,9 66 " J Selepol 2 0 0 67 55 J Témoin 1434,3 41368,3 68 " J Selepol 1 0 0 69 " J Témoin 0 0 70 " J Selepol 1 3065,5 11998,9 71 56 J Témoin 518 518 72 " J Témoin 0 12200,1 73 57 J Témoin 479,3 479,3 74 58 J Témoin 3127,2 3127,2 75 59 J Témoin 1796,3 15560,4 76 " J Témoin 0 0 77 60 J Témoin 2399,9 2399,9 78 61 J Selepol 2 0 575 79 62 J Témoin 0 0 80 63 J Selepol 1 0 0 81 " J Témoin 5033,6 5033,6 82 64 J Selepol 2 19,6 0 83 65 J Témoin 0 0 84 66 J Selepol 2 0 0 85 67 J Selepol 2 0 0 86 68 J Selepol 2 0 0 87 69 J Témoin 2467,3 2467,3 88 70 J Selepol 2 0 0 89 " J Selepol 2 0 90 71 J Témoin 1052,9 689,3 91 72 J Témoin 2135,6 3632 92 73 J Témoin 725,5 959,5 93 74 Selepol 1 198,1 1240,9 94 75 Témoin 937,9 7526,3 95 76 J Témoin 0 0 96 77 Témoin 0 0 Traitements en gisement - SELEPOL 1 et 2 On applique les procédés SELEPOL 1 et 2 à 53 traitements dans différents champs pétrolifères au nordest du Brésil. Les traitements comprennent l'injection successive de solvant (kérosène pour aviation, C5+ et autres solvants), de solutions de polymère, et finalement d'un nouveau bouchon de solvant. Le premier bouchon de solvant est conçu pour nettoyer le puits et éliminer les endommagements de la formation. On peut s'en dispenser dans des formations ne présentant aucun endommagement. Dans ces cas, on remplace l'injection de solvant par l'injection d'eau. Le deuxième bouchon de solvant a pour but de rétablir la perméabilité relative à l'huile dans la formation, en plus de déplacer le bouchon de polymère vers l'intérieur de la formation. Fondamentalement, l'injection des solutions de polymère commence par l'injection du polymère cationique, de façon qu'un ancrage pour les couches suivantes puisse être formé. Dans le traitement appelé SELEPOL 1, ces couches comprennent l'injection successive de polymères anioniques et cationiques, autant de fois qu'il le faut pour atteindre la valeur souhaitée de RRFw. Au contraire, dans le procédé SELEPOL 2, les couches restantes qui suivent la première sont constituées par l'injection successive de polymère anionique et d'agent de réticulation (ions métalliques polyvalents), également répétée autant qu'il le faut pour atteindre la valeur souhaitée de RRFw. Les dernières couches sont toujours formées de polymère cationique ou d'agent de réticulation, respectivement dans les procédés SELEPOL 1 ou 2, de façon à produire des couches qui résistent mieux aux ions cationiques divalents présents dans les eaux de la formation. Tableau 6 Gisement Kg T Sel Selepol A 150 68 195-000 Selepol 1 B 3000 48 140 000 Selepol 1 C 470 68 130 000 Selepol 2 D 500 47 28 000 Selepol 2 E 273 68 130 000 Selepol 2 F 400 38 33 000 Selepol 2 G 153 65 191 000 Selepol 2 H 700 70 139 000 Selepol 2 I 150 48 60 000 Selepol 2 Témoin, J 1300 50 1 000 Selepol 1 & 2 L 300 60 70 00 Selepol 2 Les 53 traitements réalisés avec les procédés SELEPOL 1 et 2 donnent une augmentation de la production de pétrole de 40538 m3 et une réduction de la production d'eau de 346 133 m3, avec un taux de succès de 77 %. Toutefois, ce taux peut atteindre 100 % quand la technique est bien adaptée aux conditions de perméabilité, de salinité et de température du gisement faisant l'objet de l'étude. Un bon exemple est la campagne effectuée dans le gisement F, comme on peut le voir d'après le Tableau 7 ci-dessous. Tableau 7 Débit Débit d'écoulement d'écoulement d'huile (m3/j) BSW (%) total (m3/j) Puits Avant Après Avant Après Avant Après 12 2,5 23,3 92 82 31 130 18 0 2,7 100 90 36 42 19 0 9,1 100 90 138 82 20 3,6 9,2 98 91 120 102 21 0,6 1,5 95 89 12 13 22 1,7 2,7 95 92 34 33 23 2,8 3,3 96 90 69 33 24 1,3 6,5 96 83 31,4 38 Total 12,5 58,3 471,4 463 Moyenne 1,6 7,3 58,9 57,9 par puits Les données des résultats en laboratoire ainsi qu'en gisement indiquent la viabilité technique des solutions de l'invention et des procédés SELEPOL 1 et 2, ainsi que du témoin, le taux de succès atteignant entre 70 et 100 %. Mise à part l'augmentation sensible de la production de pétrole des gisements traités, en moyenne le gain représente environ 5 fois le coût, pour un intervalle moyen supérieur à 2 ans. Le présent procédé convient également à la réduction d'eau dans un cône ainsi qu'au renardage après inj ection d'eau. REVENDICATIONS 1. Procédé pour la réduction sélective et contrôlée de la perméabilité à l'eau dans des formations pétrolifères ayant en moyenne une perméabilité élevée et une température comprise entre 45 C et 110 C, traversées par un puits pour la production de pétrole et/ou de gaz, caractérisé en ce que ledit procédé comprend, pour ledit puits de production : # l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère cationique en une quantité requise pour l'adsorption dans un certain rayon de pénétration dans la formation, une partie de ladite solution aqueuse créant une couche de polymère adsorbée sur la formation et contenant des charges résiduelles -positives libres, tandis qu'une autre partie reste non adsorbée et peut être déplacée par des bouchons successifs de saumure et de polymère jusqu'au rayon de pénétration requis ; # l'injection d'un bouchon d'espacement d'une solution aqueuse de saumure, de façon à déplacer ladite partie non adsorbée du bouchon de solution aqueuse de polymère cationique vers l'intérieur de la formation, en conséquence de quoi le bouchon de solution de polymère cationique déjà injecté et le bouchon de solution aqueuse de polymère anionique devant être injecté vont être séparés ; # l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère anionique en une quantité suffisante pour créer une couche de polymère anionique adsorbée sur ladite couche de polymère cationique préalablement adsorbée sur la roche de la formation ; # l'injection d'un bouchon d'espacement d'une solution aqueuse de saumure pour espacer les bouchons de polymère et déplacer le bouchon de solution aqueuse de polymère anionique vers l'intérieur de la formation : # la répétition de l'injection en alternance de bouchons de solutions aqueuses de polymères cationiques et anioniques, les bouchons étant espacés par l'injection d'un bouchon de saumure, et, sous réserve que la dernière couche soit toujours un polymère cationique, jusqu'à ce que la pression d'injection de solution aqueuse de polymère atteigne la valeur souhaitée de facteur de résistance résiduelle RRFw ; # la fermeture du puits pendant le temps nécessaire pour que la solution aqueuse de bouchon de polymère soit adsorbée sur la roche de la formation ; et # la reprise de la production du puits. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la formation pétrolifère est une formation de grès. 3. Procédé pour la réduction sélective et contrôlée de la perméabilité à l'eau dans des formations pétrolifères ayant en moyenne une perméabilité élevée et une température comprise entre 45 C et 110 C, traversées par un puits pour la production de pétrole et/ou de gaz, caractérisé en ce que ledit procédé comprend, pour ledit puits de production : # l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère anionique en une quantité requise pour l'adsorption dans un certain rayon de pénétration dans la formation, une partie de ladite solution aqueuse créant une couche de polymère adsorbée sur la formation et contenant des charges résiduelles négatives libres, tandis qu'une autre partie reste non adsorbée et peut être déplacée par des couches successives de saumure et de polymère jusqu'au rayon de pénétration requis ; # l'injection d'un bouchon d'espacement d'une solution aqueuse de saumure pour déplacer ladite partie non adsorbée du bouchon de solution aqueuse de polymère anionique vers l'intérieur de la formation, en conséquence de quoi le bouchon de solution de polymère anionique déjà injecté et le bouchon de solution aqueuse de polymère cationique devant être injecté vont être séparés ; # l'injection d'un bouchon de solution aqueuse de polymère cationique en une quantité suffisante pour former une couche de polymère cationique adsorbée sur ladite couche de polymère anionique préalablement adsorbée sur la roche de la formation; # l'injection d'un bouchon d'espacement d'une solution aqueuse de saumure pour espacer les bouchons de polymère et déplacer le bouchon de solution aqueuse de polymère cationique vers l'intérieur de la formation : # la répétition de l'injection en alternance de bouchons de solutions aqueuses de polymères anioniques et cationiques, les bouchons étant espacés par l'injection d'un bouchon de saumure, et, sous réserve que la dernière couche soit toujours un polymère cationique, jusqu'à ce que la pression d'injection de solution aqueuse de polymère atteigne la valeur souhaitée de facteur de résistance résiduelle RRFw ; # la fermeture du puits pendant le temps nécessaire pour que le bouchon de solution aqueuse de polymère soit adsorbé sur le puits ; et # la reprise de la production du puits. 4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la formation est une formation calcaire. 5. Procédé selon la revendication 1 ou 3, caractérisé en ce qu'en outre, après injection du premier bouchon de solution aqueuse de polymère anionique et du bouchon d'espacement, un bouchon d'une solution aqueuse d'agent de réticulation polyvalent est injecté, une partie dudit bouchon de solution aqueuse d'agent de réticulation réalisant une réticulation intermoléculaire et intramoléculaire ponctuelle avec le polymère anionique et contenant- toujours des charges positives résiduelles libres, une autre partie du bouchon d'agent de réticulation restant dans un état non réticulé pour être déplacé par le bouchon de saumure vers l'intérieur de la formation, l'addition de l'agent de réticulation étant répétée jusqu'à obtention de la valeur souhaitée du facteur de résistance résiduel RRFw. 6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que l'agent de réticulation est un cation métallique polyvalent tel que Fe3+, Al3+, Ti4+, Sn4+, Zr4+ et Cr3+, capable de former des liaisons tridimensionnelles avec les charges du polymère anionique. 7. Procédé selon la revendication 5 ou 6, caractérisé en ce que l'agent de réticulation polyvalent est employé en des quantités comprises entre 20 et 500 ppm, de préférence entre 50 et 300 ppm, et mieux encore entre 50 et 200 ppm sur la base du volume total de solution aqueuse d'agent de réticulation. 8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que l'agent de réticulation polyvalent est un halogénure d'aluminium. 9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que l'halogénure d'aluminium est le poly(chlorure d'aluminium) (PAC) de formule : (Al2(OH)nCl(6-n))m où m 10. Procédé selon la revendication 1 ou 3, caractérisé en ce que les bouchons de solutions aqueuses de polymères cationiques et anioniques, le bouchon d'agent de réticulation et le bouchon d'espacement de saumure aqueuse contiennent en outre un chlorure de métal alcalin en une quantité de 100 à 30 000 ppm, de préférence de 10 000 à 22 000, mieux encore de 15 000 à 20 000 ppm en poids de chlorure de métal alcalin, sur la base du volume total de la solution aqueuse. 11. Procédé selon la revendication 1, 3 ou 10, caractérisé en ce que le chlorure de métal alcalin des solutions aqueuse est le chlorure de potassium. 12. Procédé selon la revendication 1,3 ou 10, caractérisé en ce que le chlorure de métal alcalin des solutions aqueuse est le chlorure de sodium. 13. Procédé selon la revendication 1,3 ou 10, caractérisé en ce que les couches de polymère adsorbé sont exemptes de gel tridimensionnel. 14. Procédé selon la revendication 1 ou 3, caractérisé en ce que le bouchon de saumure d'espacement réalise uniquement une réaction entre les polymères cationiques et/ou anioniques effectivement adsorbés sur la roche de la formation. 15. Procédé selon la revendication 1 ou 3, caractérisé en ce que le polymère cationique comprend les copolymères d'acide acrylique et d'acrylamide et de leurs esters, quaternisés ou non avec du sulfate de diméthyle ou par chlorométhylation, les copolymères d'acide méthacrylique et d'acrylamide et de leurs esters, quaternisés ou non par du sulfate de diméthyle ou par chlorométhylation, le polyacrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés et les polyamines. 16. Procédé selon la revendication 1 ou 3, caractérisé en ce que le polymère anionique comprend de l'acrylamide copolymérisé avec de l'acide acrylique, du AMPS et leurs copolymères et terpolymères en une quantité quelconque. 17. Procédé selon la revendication 1, 3 ou 11, caractérisé en ce que les solutions aqueuses contiennent entre 500 et 4 000 ppm, de préférence entre 1 000 et 3 500 ppm, et mieux encore entre 2 500 et 3 000 ppm de polymère cationique. 18. Procédé selon la revendication 1, 3 ou 16, caractérisé en ce que les solutions aqueuses contiennent entre 500 et 3 000 ppm, de préférence entre 1 000 et 2 500 ppm, et mieux encore entre 1 500 et 2 000 ppm de polymère anionique. 19. Procédé selon la revendication 1, 3 ou 15, caractérisé en ce que le polymère cationique comprend les structures suivantes : [CH2CH-CO-NH-CH2-CH2-CH2-N+]- (CH2)3Cl- (XIII) 20. Procédé selon la revendication 19, caractérisé en ce que les polymères cationiques préférés comprennent les structures (XII) et (XIII). 21. Procédé selon la revendication 1, 3 ou 18, caractérisé en ce que les polymères anioniques comprennent des copolymères et terpolymères qui contiennent, en une quantité quelconque, les structures (XIV) , (XV) et (XVI) : où m + n = 100 et m est compris entre 1 et 99 et n est compris entre 1 et 100. 22. Procédé selon la revendication 1, 3,15 ou 16, caractérisé en ce que la masse moléculaire des polymères comprend des masses moléculaires comprises entre 50 000 et 20.106, la masse moléculaire des polymères de plus faible masse moléculaire étant comprise entre 50 000 et 3.106, de préférence entre 200 000 et 1.106, tandis que la masse moléculaire des polymères de masse moléculaire plus élevée est supérieure à 3.106 et peut atteindre 20.106.