La présente invention se rapporte à un procédé de formation de perforations dans les parois des puits et dans les formations géologiques pénétrées par le puits. Dans de nombreux types de puits, tels que les puits de pétrole ou les -puits de gaz naturel, on. place un tubage dans le trou de forage et on perfore ensuite ce tubàge dans la région de zones de productions choisies dans la formation géologique qui entoure le puits, pour conditionner ainsi le puits pour les opérations de production ou-dtinjection. Lorsqu'on forme ces per forations, il est souhaitable que les cavités résultantes ne traversent pas seulement le tubage du puits mais également le ciment qui entoure ce tubage et une partie de la formation géologique adjacente. On a déjà utilisé antérieurement divers procédés et appareils pour la perforation des tubages des puits et/ou de formations géologiques choisies autour de ce puits. Dans certains cas, les perforations étaient produites mécaniquement et, dans d'autres on les formait par utilisation d'un appareil à explosif, par exemple un pistolet perforateur à jet ou à balles. Avant la perforation d'un tubage et des formations géologiques adjacentes, on peut placer une gaine autour du tubage. Cette gaine peut être constituée par une gaine de ciment qui entoure le tubage, en particulier autour de la partie qutil s'agit de perforer. Les matières de la gaine et de la formation géologique, lorsqu'elles sont pulvérisées par un dispositif de perforation, se présentent sous la forme de particules de sable, argile, ciment, craie, dolomite etc., combinées à des particules de boues et / ou d'argile dispersées dans de la boue ou dans un filtrat de ciment. Ces matières risquent de colmater ou d'obstrue les perforations et la formation géologique et il est donc nécessaire de les éliminer avant de procéder aux autres opérations de mise en état et/ou de mettre le puits en production. Ceci constitue un travail relativement long et coûteux. Un but de l'invention est donc d'apporter un procédé perfectionné de perforation des puits et formations géologiques. Un autre but de 11 invention est de perforer les puits et formations géologiques tout en conservant la mattrise du puits, à partir de l'instant de la perforation, pour pouvoir procéder aux -opératiòns suivantes avec des fluides-éxëmpts- de solides dans le puits. Un autre but de l'invention estd'apportèr un procédé de perforation des puits-dans lequel bousîes agents'capables d'obstruer les perforations et qui entourent en général les zones perforées sont pratiquement tous éliminés au cours de la phase de la perforation. Suivant l'invention, un procédé de perforation d'un puits qui atteint une formation géologique souterraine contenant un hydrocarbure comprend les phases suivantes On descend un dispositif perforateur dans le puits, jusqu a un niveau adjacent à l'intervalle à perforer et on introduit un fluide dans le puits, au moins jusqu'à un niveau supérieur à 11 intervalle à perforer, ce fluide étant approprié pour éliminer les matures qui risqueraient d'obstruer les perforations formées par le dispositif perforateur On élève la pression du fluide contenu dans le puits -a' une valeur au moins suffisante pour expulser le fluide du puits et l'introduire dans la formation après la perforation ; et on perfore dans l'intervalle au moyen du dispositif perforateur, de sorte que le fluide sous pression est refoulé à l'extérieur du puits à travers les perforations formées dans cet intervalle par le perforateur, tout en éliminant au moins une partie des matières préjudiciables qui entourent les perforations. La description qui va suivre, en référence aux dessins annexés, donnés uniquement à titre d'exemples, fera mieux comprendre comment l'invention peut être mise en oeuvre. Sur ces dessins, la figure I est une coupe longitudinale d'un puits qui pénètre dans une formation contenant des hydrocarbures ; la figure 2 est une vue en coupe longitudinale d'un puits différent du puits de la figure I, et qui pénètre dans une formation contenant des hydrocarbures. Sur la figure I des dessins, on a représenté un trou de forage II qui traverse une formation géologique supérieure I2 pour communiquer avec une formation géologique souterraine 13 contenant des hydrocarbures. La formation I3 est limitée par la couche de base I2a. Un tubage I4 est placé dans le trou de forage Il et ce tubage est cimenté en I5 dtune façon bien connue dans la technique. Le tubage I4 est fermé à son extrémité supérieure 16 de la façon indiquée schématiquement. Un train de tubes IT est engage à travers l'extrémité supérieure I6.Une entrée de fluide I8 prévue à l'extrémité supérieure du tubage I4, communique avec une source de fluide extérieure (non représentée) et avec l'intérieur du tubage I4. Un dispositif perforateur 19 est représenté schématiquement sur la figure I, ce dispositif étant suspendu à un moyen de descente approprié, par exemple un câble 20, à travers le train de tubes '7, dans le tubage I4 du trou du forage II. Ce câble 20 doit être d'une résistance suffisante pour faire monter et descendre le dispositif perforateur 19 dans le puits II et il peut comprendre les canalisations électriques, mécaniques ou hydrauliques nécessaires pour la commande du dispositif 19. Le dis pôsitif perforateur 19 peut titre constitué par n'importe quel dispositif de pénétration approprié connu dans la technique.Les perforateurs sont généralement de deux types, que l'on descend dans le trou de forage du puits en le suspendant à un cAbale conducteur et qui porte des charges explosifs que l'on met à feu par un détonateur électrique. Dans le cas du "perforateur à balles le perforateur tire des balles d'acier à travers le tubage et le ciment, dans le "perforateur à charges creuses", on utilise de petites charges explosives qui ont un profil tel que la force de l'explosion soit concentrée et intensifiée pour former un jet de petit diamètre qui traverse le tubage et le ciment. En fonctionnement, on refoule de -préférence un acide ou autre fluide dissolvant et/ou réactif chimique, dans le tubage I4, soit par l'entrée de fluide I8, soit par le tube 17, au moins jusqu'à un niveau supérieur à l'intervalle du trou de forage II qutil s'agit de perforer. Cet intervalle comprend les parties du tubage 14, dela gaine de ciment I5 et de la formation 13 à perforer. Le fluide est approprié pour dissoudre les matières de la formation 13 et de l'intervalle (cest-å-dire les matières de la áine de ciment, du tubage etc) ou des parties de ces matières et/ou pour réagir avec ces matières. Dans le reste du présent mémoire, on entendra par ;fluides et sauf indication contraire, un fluide approprié pour éliminer les matières de l'intervalles et de la formation (que l'on appellera dans la suite "matières préjudiciables"). On entendra ici par "dissoudre" une réaction ou un ensemble de réactions chimiques qui décompose ou dissocie lesdites matières. On augmente ensuite la pression du fluide, par exemple en pompant à partir de la surface à travers l'entrée I8, de fa çon à expulser le fluide par toutes les perforations 21 qui résultent du fonctionnement du dispositif perforateur 19. Naturellement, le nombre des perforations 21 dépend de la hauteur de l'intervalle à perforer.On porte la pression du fluide à une valeur suréquilibrée, qui a été préalablement déterminée ou évaluée, qui peut, non nécessairement, être capable de fracturer la formation I3. On augmente ainsi la pression superficielle du fluide et on la commande par des moyens bien connus dans la technique pour provoquer une infiltration instantanée du fluide actif dans toutes les perforations 21 à des pressions différentielles utili suées, Pour obtenir la capacité maximale de refoulement du fluide dans chaque perforation, il est souhaitable d'utiliser les pressions différentielles les plus élevées possible, dont les valeurs ne sont limitées que par l'équipement mécanique utilisé et les pressions auxquelles la gaine de ciment pourrait être détruite ou bien auxquelles il pourrait se former des fractures (si lton ne désire pas justement pratiquer des fractures pour la préparation éxécutée). L'emploi de hautes pressions à la surface pendant l'o- pération de perforation constitue donc une caractéristique essentielle du procédé suivant l'invention. En perforant en présence de ces pressions différen- tielles relativement élevées et alors que le trou de forage contient le fluide capable d'éliminer les matières préjudiciables (c'est-à-dire les matières pulvérisées qui risqueraient d'obstruer les perforations 21 et les autres matières qui entourent les perforations 21) on réduit et/ou élimine sensiblement ces obstructions. La force de refoulement du fluide garantit qu'une quant tité suffisante de fluide sera injectée dans toutes les perforations, indépendamment des obstacles à l'écoulement qui sont dûs à la présence d'agents obstruants et/ou des variations normales de l'imperméabilité, en assurant par ce moyen l'élimination sensiblement totale des agents d'obstruction d'au moins la majorité des perforations.Si le fluide ntest pas approprié pour dissoudre ces matières préjudiciables, on l'introduit à une pression suffisamment élevée pour éliminer ou balayer ces matières du trou de forage II. tant donné que la phase de perforation peut astre conduite à travers un train de tubes, ainsi qu'on l'a indiqué plus haut, on peut maintenir la mattrise du puits à partir de la phase de perforation pendant toutes les phases consécutives éventuellement nécessaires. Dans les formations de sable mal consolidées, le sable risque d'être entratné dans le trou de forage avec le pétrole et le gaz. I1 convient d'éviter ou au moins de réduire au minimum cet entratnement, pour éviter l'obstruction du puits et l'arrêt consécutif de la production, ainsi que pour diminuer l'usure des pompes, soupapes, tubages intérieurs, etc. La production de grandes quantités de sable, considérée seule ou en combinaison avec le tassement de la couche réservoir risque également de provoquer des détériorations du tubage du puits, par courbure ou "flambage" du tubage. On peut consolider le sable fluide en liant les grains de sable sans affecter notablement la productivité d'un puits.Si l'on retarde ltexclusion du sable et que la formation a été perturbée entretemps par les mouvements du fluide ou d'autres facteurs la consolidation du sable devient plus difficile et meme impossible dans certains cas. Des quantités infimes de solides dans l'un quelconque des fluides de traitement préalable peuvent empêcher- la matière de consolidation de pénétrer dans l'une ou plusieurs des perforations, ce qui entratne l'échec du traitement.Etant donné que l'opération de perforation conforme au procédé suivant l'invention est éxécutée dans un fluide propre, on peut voir que les chances de succès du traitement consécutif de consolidation du sable auquel on procède éventuellement sont fortement accrues par le degré de propreté qui reste maintenu dans le puits à partir de l'instant de la perforation et pendant toute la durée de la mise en place de la matière de consolidation dans la formation non encore consolidée. Etant donné que les fluides contenus dans le puits lorsqu'on utilise le procédé suivant l'invention sont exempts de matières solides il ne se produit aucune obstruction. Par consé quent, d'une opération à la suivante, les perforations 21 qui ont été nettoyées ne sont pas obstruées. Après la consolidation du sable ou un autre traitement dans lequel la nécessité de disposer de perforations non obstruées est impérative, on peut injecter des fluides contenant des solides pour la limitation des pertes de fluides (et/ou des émulsions appropriées) à travers l'entrée I8 dans l'espace annulaire formé entre le train de tubes '7 et le tubage I4 et conserver la martyrise du puits pour les opérations suivantes.Suivant une variante, les fluides et/ou émulsions de limitation des pertes de fluide peuvent astre injectées par le train de tubes I7. Ainsi qu'on l'a décrit plus haut, lorsque le tubage et la formation géologique ont été perforés par le procédé suivant l'invention > la mise en place des matières de consolidation telles que des résines ou solutions de résines pour la consolidation du sable ou la mise en place du ciment pour les opérations de compression est ainsi facilitée. Ce procédé garantit également la formation de perforations ouvertes avant les opérations de fractures, une répartition plus régulière des traitements de stimulation et la possibilité de procéder à d'autres opérations de préparation et exploitation du puits. EXEMPLE : On donne ci-dessous un exemple de perforation de tube dans lequel on utilise une boue acide (comprenant 9% de HCL et 6% de HF) avec une pression suréquilibrée suffisante dans la formation profonde, et où on pratique immédiatement après un traite- ment de consolidation à la résine, conformément à la présente invention et comme décrit dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique NO 3.339.633ê On procède dans un puits à la perforation à travers un tube au moyen d'acide sous pression placé dans le tubage en face de l'intervalle à perforer, et sous une haute pression exercée à la surface. Une pression de I40 kg/cm2 à la surface donne une pression de 360 kg/cm2 au fond du trou de forage et un excès de 235 kg/cm2 pour refouler la boue acide à l'extérieur du tubage à travers toutes les perforations, pour l'injecter dans la couche réservoir (pression statique de cette couche de 125 kg/cm2) après l'éxécution des perforations. On traite la formation au moyen d'une résine époxyde, comme décrit à l'exemple I du brevet pré cité, en injectant par le tube placé pour l'opération de perforation. Sur la figure 2, on a représenté un trou de forage 22 équipé d'un tubage 23 et contenant intérieurement un train de tubes 24. Un cible 25 passe dans le tube 24 et porte à son extrémité inférieure un pistolet perforateur 26 de dimensions telles qu'il puisse passer dans le tube 24. Le pistolet 26 est constitué par un corps métallique qui est fixé à la paroi du tubage par un effet -électro-magnétique et qui, lorsqu'il est mis en action dans la position représentée, forme des perforations 2Ia. L'extrémité inférieure du train de tubes 24 est reliée à la paroi interne du tubage 23 à joint étanche au moyen d'une garniture 27. Au moment de la mise à feu, le tube est plein d'huile pour moteur Diesel 28, à 11 exception d'une quantité de boue acide 29 placée au fond. Les problèmes dfobstructions qui sont liés à la présence de solides dans le fluide de préparation sont ainsi évités. Après avoir retiré le pistolet 6, on procède immédiatement au traitement par une composition de résine époxyde pour la consolidation de la formation géologique, sans avoir enlevé la garniture 27 qui était dans la bonne position pour le traitement par la résine époxyde à l'instant de la perforation. L'injection est éxécutée avec l'huile 28 pour moteur Diesel déjà contenue dans le tube, à raison de I60 litres par minute, et à pression de 9I kg/cm2 à la surface. On procède à une partie du traitement par la résine époxyde sous vide pour réduire le retard. On constate que la technique ainsi adoptée réduit les obstructions et, dans la suite, on ne constate aucune indication de production de sable. La formation consolidée ainsi traitée produit des débits journaliers supérieurs à 68 mètres cubes de fluide avec une proportion d'eau de 2%. - REVENDICATIONS I.- Procédé de perforation d'un puits foré dans une formation géologique souterraine contenant des hydrocarbures, dans lequel on descend un dispositif perforateur dans le puits jusqu'à un niveau adjacent à l'intervalle à perforer puis on perfore cet intervalle en actionnant le dispositif, procédé caractérisé en ce que, avant de mettre le dispositif en action, on introduit dans le puits un fluide approprié pour éliminer les matières qui risqueraient d'obstruer les perforations formées par le dispositif, jusqu a un niveau qui est au moins supérieur à l'intervalle à perforer, et on porte la pression de ce fluide à une valeur suffisante pour expulser le fluide du puits et l'ln- section dans la formation après la perforation. 2.- Procédé de perforation suivant la revendication I, caractérisé en ceXque le fluide est un fluide connu pour réagir chimiquement avec les matières d'obstructions. 3.- Procédé de perforation suivant la revendication I ou 2, caractérisé en ce que les matières qui risqueraient d'obstruer les perforations sont balayées du trou de forage S haute pression. 4.- Procédé suivant l'une quelconque des revendications I à 3, caractérisé en ce qu'on injecte de haut en bas dans le puits un fluide de limitation des pertes de fluides, à la suite du fluide approprié pour éliminer les matières qui risqueraient d'obstruer les perforations. 5.- Procédé suivant l'une quelconque des revendications I à 3, caractérisé en ce qu'on injecte de haut en bas dans le puits un fluide connu pour la consolidation du sable, à la suite du fluide approprié pour éliminer les matières qui risqueraient d'obstruer les perforations. 6.- Procédé suivant l'une quelconque des revendications I à 3, caractérisé en ce qu'on porte la pression du fluide approprié pour éliminer les matières qui risqueraient d'obstruer les perforations à une valeur appropriée pour fracturer la formation géologique dans ledit intervalle.