La présente invention concerne un procédé pour réduire de manière préférentielle ou éliminer la production d'eau par une formation souterraine produisant de huile ou du gaz. Dans la production huile à partir de réservoirs d'huile par poussée d'eau naturelle ou artificielle, les puits produisent finalement des volumes d'eau salée suffisamment importants pour constituer une sérieuse difficulté d'exploitation et, finalement, la production de l'eau salée oblige à abandonner le puits. Le coût de remontée de la saumure à la surface de la terre et de sa séparation d'avec l'huile représente une perte économique importante et, de plus, dans beaucoup de cas, on se heurte à un problème pour se débarrasser de l'eau résiduelle.Ce qui est encore plus important, le volume total de fluide qui peut être produit par jour est souvent limité par le puits de forage et l'équipement d'ascension artificielle, de sorte que toute production inutile d'eau réduit inutiletent le débit de production d'luile. Dans beaucoup de cas, une partie du réservoir produit à peu pries uniquement de liteau salée tandis que le reste de la zoce-produit une quantité importante d'huile. Si la production de la partie du réservoir noyée par 'eau est éliminée ou réduite,on évite la production, la manipulation et l'évacuation de volumes importants d'eau.Comme résultat, on obtient des économies importantes dans les frais d'exploitation, on évite un épuiserent inutile de la poussée d'eau et on obtient une production accrue à partir de l'intervalle d'huile restant, ce cui entraine une récupération finale supérieure et un revenu courant plus élevé. On a effectué des tentatives pour réduire la production d'eau en colmatant la section inférieure, de production d'eau, de l'intervalle de production au moyen de ciment, de matières plastiques ou d'autres nattières similaires ou en cimentant l'intervalle entier de production et en reperforant sélectivement dans la section productrice d'huile. Toutefois, ces techniaues présentent des inconvénients, Tout d'abord, elles sont coûteuses, et en deuxième lieu il est souvent difficile ou impossible de prévoir quelle partie de l'intervalle de production produira de l'eau et quelle partie continuera à produire de l'huile. Il arrive souvent que l'on conserve la mauvaise portion de l'intervalle et dans certains cas tout l'intervalle se trouve au même degré d'épuisement. Récemment, on a utilisé une bouillie de ciment dans l'huile en supposant qu'en évitant la présence d'eau dans la bouillie, le ciment aurait besoin de l'eau de la formation pour faire prise et qu'en conséquence il cimenterait la zone de production d'eau. On a obtenu peu de succès avec cette dernière technique, toutefois, en raison de ses faiblesses inhérentes et de problèmes de mise en oeuvre. La présente invention apporte une solution au problème de production d'eau en réduisant de m---nière préférentielle le débit de production d'eau dans le puits sans réduire le débit huile, entraînant ainsi une production journalière nette accrue d'huile.Le procédé selon l'invention comprend l'injection dans la formation, par un puits de production, d'une quantité importante d'une solution aqueuse d'un copolymère d'acide 2-acrylamido-2-méthylpropylsulfonique (AMPSA) et d'acrylamide (AM). Le rapport molaire de AMPSA à AN peut aller de 3% de AMPSA et 97% de AM à 60% de AMPSA et 40% de AN; toutefois, le rapport molaire préféré est compris entre 5 à 25% de S(PSA pour 95 à 75% de AN, tandis que O à 50% des groupes amide peuvent être hydrolysés en groupes acide carboxylique. On préfère généralement que les agents de traitement polymères selon l'invention soient des polymères de masse moléculaire élevée, ayant une masse moléculaire d'au moins 100 000 environ.De plus, les copolymères utilisés selon les enseignements de la présente invention peuvent, si on le désire être réticulés. Les brevets E.U.A N 3 087 543 au nom de Arendt et N 3 308 885 au nom de Sandiford décrivent des procédés de traitenent qui sont sensiblement les mêmes que le présent procédé. Toutefois, aucun de ce orevets n'indique les copolymères acide 2-acrylamido-3-méthyl propyl sulfonique acrylamide revendiqués ici. La concentration de l'agent de traitement AiIPSA/AM dans la solution aqueuse que l'on refoule vers le bas du puits peut varier entre de lares lignites, depuis 1 ppm environ jusqu'à 5% environ er poids. La concentration optimale dépendra dans une lare mesure du volume d'eau du réservoir par lequel la solution de traitement sera diluée dans la formation. On prefère régler la concentration de l'agent de traitement et le volume du bouchon aqueux injecté de manière que la concentration de l'agent de traitement dans les eaux de la formation soit comprise entre 0,01 et 0,5, environ en poids.On préfère encore que le volume du bouchon aqueux injecté soit compris entre 0,02 et 5/é environ du volumes d'huile dans la zone de récupération ae huile autour du puits de production particulier que l'on traite. Dans a mise en oeuvre du procédé selon la présente invention, on utilise des techniques classiques d'injection, c'està-dire que le puits à trait, est équipé de manier appropriée de packers si nécessaire et @u'on refoule l'agent de traitement acueux de maniera à le faire aescenare dans le puits et pénétrer dans la formation réservoir au moyen d'un équipement classique de pompage (si nécessaire) situé à la tête du puits. Normalement, l'injection peut être terminée en 1/2 journée à 3 jours environ, après quoi le puits peut être remis en production à peu près immédiatement.L'effluent initial du puits après le traitement présente un rapport eau/huile fortement réauit et la production peut être poursuivie pendant plusieurs semaines ou plusieurs mois avec une production d'huile accrue et une production réduite d'eau. Progressivement, toutefois, le rapport eau/huile commence- ra à remonter et, quand ce rapport atteint un niveau trop élevé, on peut fermer le puits de nouveau et répéter le traitement de maniere à améliorer de nouveau la production. Le procédé selon l'invention est prévu pour le traitement d'à peu pr-s ntimporte quel type de puits de production, que ce soit un puits d'huile ou un puits de gaz. Ce puits peut fonctionner dans des conditions d'écoulement naturel ou ce peut être un puits productif impliqué dans une opération de récupération se-condaire dans iaquelle un milieu liquide ou un milieu gazeux de poussée est infect dans un puits aajacent. On envisage 1ue dans de telles opérations de récupéra-tion secondaire, le traitement da puits productif causera le détournement sélectif des eaux du réservoir vers d'autres puits ou vers des structures aquifères adjacentes, réduisant ainsi le rapport eau/huile dans l'effluent du puits productif. Les exemples non limitatifs suivent illustrent l'invention et montrent les résultats av-antageux qu'elle permet d'obtenir. EXEMPLE 1 Cet exemple montre que si un milieu poreux est traité avec une solution aqueuse d'un copolymère acrylamiae/acide 2-acrylamido-2-méthyl propyl sulfonique, la perméabilité du milieu poreux à la saumure est considérablement réduite. La matière poreuse est un sable d'une perméabilité de 460 md. Le sable est tassé dans un récipient pour sable en Plexiglas sous de la saumure. Le bouchon de sable a 6 cm de longueur et une surface de section de 28,5 cm2. Tout d'abord, on injecte à travers le sable ura solution à 2 u de saumure de NaCl, en maintenant un débit constant. On mesure la pression d'injection une fois qu'elle est stabilitée. Ensuite, on injecte à travers le bouchon une solution à 300 mg/l de polymère dans la saumure à 2% de NaCl. On meintient le même débit que durant l'injection de saumure. On contre continuellement la pression d'injection.On appel facteur de résistance à l'écoulement du polymère (Rp) le rapport entre les pressions d'injection durant l'injection de la solution de polymère et durant l'injection de saumure. Après injection d'une quantité de solution de polymère égale à 5 fois le volume des pores, on interrompt l'injection de la solution de polymère. Dans l'étape suivante, on injecte de la saumure à travers le bouchon de sablé au même débit que précédemment. On contrôle de nouveau la pression d'injection. On appel facteur de résistance au balayage par la saumure (RBF) le rapport entre les pressions durant le balayage par la saumure et durant la première injection de saumure. Dans le tableau I, les facteurs de résistance obtenus à 5 volumes de pores de fluides injectés sont indiqués. TABLEAU I Essai % molaire de AMPSA % d'ydrolyse RP RBF N dans le copolymère AM/AMPSA 1 15 0 2,233 1,320 2 15 20 1,909 1,448 3 35 0 2,348 1,340 4 51 0 2,570 1,520 5 51 30 1,431 1,114 6 100 0 1,407 1,@52 EXEMPLE II Cet exemple montre qu'un copolymère acrylamide/acide 2-acrylamido-2-méthyl propyl sulfonique est plus efficace pour réduire la perméabilité à la saumure qu'un produit acrylamide pour le traitement d'un puits productif. On utilise le même mode opératoire expérimental et la même concentration de solution que dans l'exemple 1. Toutefois, le sable utilisé à une perméabilité à la saumure de 70 md. Le tableau II indique les résultats obtenus dans l'ex- périence 2. TABLEAU Il Polymère % d'hydrolyse RP RBF 35/65 acide 2-acrylamido-2- 0 3,211 2,352 méthyl propyl sulfonique Acrylamide 18 3,011 1,767 LXEMPLE III Les tableaux ci-dessous montrent l'efficacité d'un copolymère acrylamide/acide 2-acrylamido-2-méthyl propyl sulfonique dans le traitement de puits productifs d'huile.Ces expériences montrent qu'après le traitement d'une matière poreuse, comme du papier-filtre à milliporas, avec une solution aqueuse d'un copo lymère acrylamide/acide 2-acrylamido-2-méthyl propyl sulfonique, la perméabilité à la phase aqueuse sera considérablement moindre, mais le perméabilité à la phase d'hydrocarbures est inchangée ou seulement légèrement réduite. Tout d'abord, on refoule 100 cm3 de saumure à 2% de NaCl à travers une @rosseur choisie de papier-filtre à millipores à une pression constante de 1,05 kg/cm2. On mesure le temps nécessaire pour l'injection de ce volume de saumure. Ensuite on injecte 100 cm3 de kérosène à travers le même papier-filtre en courant le temps écoulé. Après le courant de kérosène, on injecte quelques cm3 d'une solution à 1000 mg/l de copolymère acrylamide/acide 2-acrylamido-2-métr.yl propyl sulfonique (dans de la saumure à 2% de NaCl). Après le traitement au polymère, on refoule de nouveau 100 cm3 de kérosène à travers le même filtre. On mesure le temps écoulé. Dans la dernière étape, on injecte de la saumure en mesurant le temps nécessaire pour recueillir un volume de 100 cm3. Durant chaque essai suivant, on applique une pression de 1,05 kg/cm2. TABLEAU III 1000 ppm de copolymère 85/15 AM/AMPSA, disque filtrant à millipores de 3 Fluide : Volume, cm3 : Temps, s : Rapport des temps (après et avant le traitement au polymère Saumure : 100 : 2,2 Kérosène 100 3,95 Polymère : 4 : 18,3 Kérosène : 100 : 5,1 :- 1,29 Saumure : 100 : 54,7 : 24,86 TABLEAU IV 1000 ppm de copolymère 85/15 AM/AMPSA, disque filtrant à millipores de 5 Fluide Volume, cm3 Temps, s Rapport des temps (après et avant le traitement au polymère Saumure 100 1,5 Kérosène 100 2,3 Polymère 6 14,25 Kérosène 100 2,6 1,13 Saumure 100 42,45 28,3 TABLEAU V 1000 ppm de copolymère réticulé 85/15 AM/AMPSA, disque filtrant à millipores de 3 p Fluide : Volume, cm3 : Temps, s : Rapport des temps (après et avant le traitement au polymère Saumure 100 2,1 Kérosène 100 4,0 Polymère 4 18,7 Kérosène 100 4,5 1,125 Saumure : 100 : 52,7 . 25,09 TABLEAU VI 1000 ppm de copolymère réticulé 85/15 AM/AMPSA, disque filtrant à millipores de 5 Fluide Volume, cm3 Temps, s Rapport des temps (après et avant le traitement au polymère Saumure 100 1,9 Kérosène 100 3,0 Polymère . 5 . 13,0 Kérosène : 100 : 3,5 : 1,166 Saumure 100 40,1 21,10 TABLEAU VII 1000 ppm de copolymère réticulé 85/15 AM/AMPSA hydrolysé, disque filtrant à millipores de 3 Fluide Volume, cm3 Temps, s Rapport des temps (après et avant le traitement au polymère) Saumure 100 2,2 Fluide : Volume cm3 : Temps, s : Rapport des temps (après et avant le traitement au polymère) Kérosène : 100 : 4,0 Polymère 4 7,4 Kérosène 100 4,4 1,100 Saumure 100 43,35 19,70 D'après les résultats donnés dans les tableaux III, IV, V, VI et VII, on voit que le traitement au copolymère acrylamide/ acide 2-acrylamido-2-méthyl propyl sulfonique entratne une réduction 19,27 - 25,04 - 22,28 - 18,09 ou 17,90 fois plus forte de la perméabilité à la saumure que de la perméabilité à une phase dthy- drocarbures. REVENDICATIONS -o-o-o-o-o-o-o-o-o-o-o-o-o-o-o-o- 10 - Un procédé pour recueillir de l'huile ou du gaz à partir d'une formation souterraine qui est traversée par un puits de forage et pour réduire la production concomitante d'eau du réservoir, caractérisé en ce qu'on injecte dans la formation par le puits de forage une solution aqueuse de traitement contenant un copolymère d'acide 2-acrylamido-2-méthyl propyl sulfonique et d'acrylamide, puis on arrête l'injection de cette solution de traitement et on met ensuite en production le puits traité. 2 - Un procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la matière produite est de l'huile. 30 - Un procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la matière produite est du gaz. 40 - Un procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le copolymère contient de 3 à 60 moles X environ d'acide 2-acrylanido-2-méthyl propyl sulfonique et de 40 à 97 moles % environ d'acrylamide. 50 - Un procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que le copolymère contient de 5 à 25 moles o/o environ d'acide 2-acrylamido-2-méthyl propyl'sulfonique et de 75 à 95 moles % environ d'acrylamide. 60 - Un procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que de O à 50% environ des groupes amide sont hydrolysés en grcupes carboxyle. 70 - Un procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le copolymère a une masse moléculaire d'au moins 100 000.