Transcripción del resumen del autor. El control de la producción de agua es un aspecto clave en yacimientos maduros a nivel mundial. Numerosas técnicas de evaluación de formulaciones de sistemas de geles poliméricos para Water Shut-off (WSO) han sido propuestas, alguna de las cuales aún no han sido plenamente validados. Este trabajo presenta una metodología para evaluar la eficiencia y respuesta de dichos sistemas, dentro y fuera del medio poroso, de manera de seleccionar formulaciones adecuadas para las condiciones específicas de servicio. A partir de ensayos de botella se evalúa en forma cualitativa la consistencia final del gel. La gelificación del sistema en condiciones de reservorio se analiza monitoreando la variación de la viscosidad en función del tiempo. Este parámetro es de fundamental importancia para asegurarlos tiempos operativos de inyección y la colocación e inyección del sistema WSO en la zona requerida del reservorio, evitando una gelificación prematura que pueda exceder la presión de fractura de la formación. Se realizaron estudios reológicos que permitieron determinar las propiedades viscoelásticas del sistema gel WSO, tales como el módulo de almacenamiento (G)́ y pérdida (G)́́. Los estudios reológicos se realizaron simulando las condiciones reales del reservorio a tratar (temperatura y presión), permitiendo diseñar las propiedades del gel en función de los requerimientos del pozo candidato así como predecir la incidencia de sus componentes básicos, entrecruzante, polímero y otros aditivos, en las propiedades finales del gel. Finalmente, los estudios en medios porosos permiten determinar, mediante ensayos de flujo realizados con testigos de arena Berea y de formación la eficiencia del sistema de gel WSO bajo condiciones de reservorio. Estos ensayos se realizan en un equipo de respuesta a formación (FRT) evaluando los cambios de permeabilidad efectiva al agua y al petróleo, antes y después del tratamiento a distintos regimenes de producción. Se determinaron los factores de resistencia al agua y al petróleo (Frrw y Frro respectivamente) los cuales se usaron para estimar la probable respuesta en producción del pozo tratado y definir las condiciones de producción para extender la duración del tratamiento.