文莱近海的Bugan油气田发现于1993年，直到2003年才首次产油。该油田的开发集中在Bugan Main区块，该区块是一个三侧有界的断层，在开发初期有4个关键的不确定因素需要解决，分别是流体的接触面、油藏的连通性、油井的供应能力以及波及系数。因而，2003年进行了三井评估活动。其中，用Bugan-6与Bugan-6st1井确定了有关流体的接触面以及容积。Bugan-7井是早期的开发评价井，对其进行了三产层智能完井，用以确定油藏的连通性、油井的供应能力以及垂向上的非均质性等，实现该目的之后将其作为长期的开发评价井。
1.Bugan-7井智能完井
该智能井的组成部分包括3个地面可控的内部控制阀（ICV），1个分布式温度传感器（DTS）和6个井下压力表（PDHG）。其中，内部控制阀（ICV）可以分别对每个产层进行测试而同时不必停产，因而节省了各项采油修理作业的成本。此外，除了能够获得每个产层的生产数据外，ICV还可以实现井下关闭，并且获得相应的渗透率与表皮数据。
分布式温度传感器（DTS）可以连续地测量井眼与完井段的温度。如果流入点下游的温度升高，就说明油层产油或者产水了。由于气体的流入使温度下降，因而也可以通过温度变化识别油层是否产气。所以该智能井可以提供3个方面的资料：各个产层的生产数据、压力数据以及沿井筒的温度分布。当获得了精确的产层生产与压力数据，就可以通过初步的物质平衡方法确定最小的入井体积。
2.结论
（1）生产6个月后，发现气油比增加了。分布式温度传感器（DTS）获得的数据表明，在较低的薄砂岩层发生了气窜。因而，及早地识别出该高渗透砂岩层，从而可以对模拟模型进行改进，调整未来的油井设计，使得影响降低到最小。
（2）Bugan-7井通过智能井技术获得的生产数据使得Bugan Main区块所有关键的不确定因素的不确定性范围缩小了，并且可以方便及时地不断获得井下压力、单个的产量、温度分布等数据。这些数据是模型校正的原始输入，是该区块未来开发的基础。
（3）智能完井12个月之后，一个内部控制阀发生了失效，说明该技术还不成熟，并不是没有风险。但是，智能完井的成本远远小于对油田开发进行最优化所需的成本。
（4）总之，采用智能完井，大大地缩小了不确定性的范围，因而可以开发出更好的油藏模型，从而可以对该油田未来的油井进行最优化，并且大大地增加该油田的产值。