A. 什么是可采储量与剩余可采储量
石油及天然气可采储量是指一个油（气）田（藏）在当前工业技术条件下可采出的油（气）量。可采储量不仅与油（气）藏类型、储层物性、流体性质、驱动类型等自然条件有关，而且与布井方式、注入方式、采油工艺、油（气）田管理水平以及经济条件等人为因素有关。以探明程度区分的地质储量为基础，相应的亦可分为证实的、概算的和可能的石油（天然气）可采储量。
剩余可采储量是指一个油（气）田（藏）投入开发，并达到某一开发阶段，可采储量减去该阶段累计采出油（气）量的剩余值。
B. 关于可采.
呃……说不上好用，也不是不好用，总得来说，就是基本没啥效果，用跟不用基本看不出来，以前用过他家面膜和洗面奶，一点效果也没有。不想很多很赞的东西，你用了真的能看出效果来。
比如屈臣氏里洗面奶就买露得清，便宜，清洁很强，冰川的话，完全可以买旁氏冰河洗颜泥，，祛痘的话，我同学在用李医生的一款洗面奶，网上JMS推荐说有效果，去黑头我推荐碧柔的去黑头贴，什么去黑头面膜都是瞎扯，我用过的东西里，最好的就是碧柔去黑头，真的能拔出好多黑头。面膜嘛，屈家自己的燕窝精华很赞。
C. 什么是“可采储量”
上面讲的“储量”是指在“地层原始条件”下的油气量，而“可采储量”是指在“现代”工艺技术条件下，“能”从地下储层中采出的那一部分油气量。
地下的油气为什么不能完全被采出来呢？
在微观上，因为地下的油气存在于不同类型的砂岩颗粒孔隙或地层的裂缝、孔洞中，不同组分的油气又有不同的物理、化学性质，比如有的黏度大，有的黏度小，黏度小的容易采出来，黏度大的就不容易采出来。
在宏观上，由于油气藏的类型（条件）不同、驱动类型（能量）不同，从而采出的量就不一样。比如有的油气藏地层压力大，油可以自己喷出来，有的压力小，就得用抽油机抽，甚至有的要用特殊的办法才能把它弄出来。
由于上述微观与宏观上的原因，再加上人为的因素，诸如开发方式的好坏、开采工艺技术的高低等等，都会极大的影响采收率的大小。
当然，现在采不出来的储量不等于将来就采不出来。等到将来技术发展了，就可以采出来了。
由于地下、地面及人为等因素的变化，采收率也是在变的。就好像在“银行”中所有的币值不同一样，有的利息高，有的利息低；随着市场经济的变化，有的贬值，有的则升值了。对于油藏来讲，一般水压驱动油藏的采收率为30%～50%；气顶驱动油藏的采收率为20%～40%；溶解气驱动油藏的采收率为10%～20%。而气藏采收率较高，定容消耗式气藏的采收率为80%～90%；致密层的采收率为30%～50%；凝析气藏天然气采收率为65%～85%。
依靠地层原始能量采油叫一次采油，这只能采出地下油藏储量的有限部分。为了提高采收率，人们不断地在研究采油的技术和方法。在依靠天然能量开采已接近枯竭时，依靠往油层里注水或注气，以增加地层能量的办法叫二次采油。随着科技的发展，很多油田从开发早期就采用了注水或注气等二次采油法，就像人的身体不好，从小就经常到医院看看大夫，打针吃药一样。
经过二次采油的油藏，再进一步采出残留石油的方法（如溶剂驱油法、表面活性剂法、注入蒸汽法、注入二氧化碳气体法、井下燃烧法等）都叫做三次采油，这就像一个老人风烛残年，需要吃补剂、打强心针抢救一样。
不管是一次采油、二次采油或三次采油，采出的油量都叫可采储量。
D. 魔兽世界远古苔多少可以采
魔兽世界远古苔340点可以采。
远古苔的获取方法是野外没有从地里长出来的，若想从野外获得可以去孢子村那里杀巨人，有几率从尸体上挖到，位置在赞加沼泽图的左下角，远古苔是TBC版本中比较特殊的一款草药主要集中在FB里，如：奴隶围栏、奥金尼地穴、STK大厅、暗影迷宫等。
远古苔的作用
在魔兽世界这款游戏中，远古苔的作用是用于炼金。玩家在炼制特效防御药剂、特效冰霜能量药剂、特效火力药剂、特效暗影能量药剂、特效魔血药剂或铁盾药水时，都会用到远古苔。
E. WOW草药等级，多少点可以采
宁神花：1、银叶草：1、地根草：15、魔皇草：50、石南草：70
荆棘藻：85、跌打草：100、野钢花：115、墓地苔：120、皇血草：125、
活根草：150、枯叶草：160、金棘草：170外观为棘状金色植物，生长在岩石上。
冬刺草：195只在雪地上生长，外观为白色花朵，只产于奥特兰克山脉。
火焰花：200生长在炎热干燥地带的红色小花。多见于沙漠地图。主要用于地精火箭燃料和巫师之油。
(5)可采扩展阅读：
草药学的作用：
1、挖草卖给玩家的，除了宁神花和银叶草，其他草可以卖15／G组及以上。
2、可以一个启动后几秒内回血的技能，这个技能回血的同时会在脚下长出小花，非常美观。
3、草药学是一个采集类的专业，学习该技能过后，可以采集地图上的各种草药，草药是各种制造业的材料，95%用于练金专业制造成各种药水。
4、学习草药学可以跟随练级过程不断采集草药获得技能提升。
F. 什么是可采储量及剩余可采储量
石油及天然气可采储量是指一个油（气）田（藏）在当前工业技术条件下可采出的油（气）量。可采储量不仅与油（气）藏类型、储层物性、流体性质、驱动类型等自然条件有关，而且与布井方式、注入方式、采油工艺、油（气）田管理水平以及经济条件等人为因素有关。以探明程度区分的地质储量为基础，相应地亦可分为证实的、概算的和可能的石油（天然气）可采储量。可采储量（Reserves）的分类与地质储量（OOIP）的分类有一致性，但也有它的特殊性。按照SPE及世界石油大会标准，可采储量的分类也分为P1（Proven reserves）、P2（Probable reserves）、P3（Possible reserves），这与地质储量是一样的。可采储量的特殊性在于它与油田开发的生产状况和经济合理性紧密相连，特别是对证实的可采储量（P1）定义比较严格，不一定和地质储量的分类有一致性。如果按照美国证券交易委员会（SEC）的标准，假如已证实了的P1地质储量如果还闲置着，还没有开发方案，根据油气藏的地质因素预计的一次可采储量只能算入P2可采储量；如果考虑到该油藏有可能开展二次采油，但没有任何试验加以证实，这种二次采油增加的估算也可能算入P3的可采储量。只有经过试验证明了的、已经具有了开发方案并经过批准、已投入生产的才能算入已开发生产的P1可采储量。
中国石油天然气股份有限公司应用的可采储量体系技术可采储量 技术可采储量是指依靠现在的工业技术条件可能采出，但未经过经济评价的可采储量。通常以某一平均含水界限（如98%）、某一平均油气比（如2000立方米/吨或10000立方英尺/桶）、某一废弃压力界限或某一单井最低极限日采油（气）量为截止值计算的可采出油（气）量，这称为最终可采储量。如果考虑某一特定评价期（合同期）的总可采储量，是根据油井递减率动态法或数值模拟方法计算到评价期截止日的可采出油（气）量。
剩余可采储量 剩余可采储量是指一个油（气）田（藏）投入开发，并达到某一开发阶段，可采储量减去该阶段累计采出油（气）量的剩余值。
经济可采储量 经济可采储量是指经过经济评价认定、在一定时期内（评价期）具有商业效益的可采储量。通常是在评价期内参照油气性质相近著名的油（气）田发布的国际油（气）价和当时的市场条件进行评价，确认该可采储量投入开采技术上可行、经济上合理、环境等其他条件允许，在评价期内储量收益能满足投资回报的要求，内部收益率大于基准收益率（公司最低要求）。
一个国际合作开发的工程项目（合同区或油气田），经过经济评价认定具有商业价值的可采储量是该项目合作双方共同拥有的经济可采储量，称为合同区或油气田经济可采储量，该经济可采储量不包括合作前采出的累计油气量，也不包括合同期以后还可能采出的油气量。
权益的经济可采储量 在国际合作的油田开发项目中，任何一方按照双方合作合同规定并遵循国家有关法规，从某一方的角度来考察项目的经济效益，经过经济评价认定具有商业价值的可采储量是该方的权益经济可采储量。
在国际合作中，合同区或油气田评价的计算期是从双方合作油气田正常投产起，经过回收期、收益高峰期、收益衰减期，直至合同期终结为止。
不同评价期计算的经济可采储量可能发生动态性的变化。原来计算的经济可采储量由于后来的市场条件或开采条件恶化（如价格下降、成本增加、递减率加大、增加评价井后发现地质储量减少、油气井事故废弃等），经过重新评价有可能变少；原来认为没有经济价值的可采储量，由于后来技术、经济、环境等条件改善或政府给予其他扶持政策，经过重新评价有可能变为经济的可采储量。
G. 可采的简介
CORTRY 可采
四川可采实业有限公司创建于1997年12月28日，是以研制、开发、生产、销售中草药护肤化妆品为一体的高新技术企业，以创造中国中草药养护化妆品第一品牌为经营目标。公司坚持专业化、品牌化的经营策略，开创可采营销模式，迅速提升企业营销竞争优势。当前，可采品牌旗下的两个成熟产品，在中国主要大中城市的商场和药店已建立起了稳定的销售网络，产品有了良好的品牌形象，知名度不断提高，深受广大消费者的喜爱。
可采系列产品，着重调养，用东方独有的方式从根本上解决肌肤各种问题。所以可采品牌的核心价值就是带给消费者一种东方之美的气质，这种气质即有物质层面的外在美丽，也有精神层面的精神愉悦，所以产品最终都落实到这个终极利益上，也就构成可采品牌的丰富内涵。
品牌的生命力首先来自于清晰的定位。可采最初的成功就是因为从中药贴膜这个市场空白点切入，做了一个很好的补充者。现今的情况是，精细化工类美容护肤品市场高端被大量国际品牌占据，中低端也有很多合资品牌和国内成熟品牌占领，竞争异常激烈；而中药贴膜市场也出现许多跟进者，可采也从原来整个美容护肤品市场的补缺者变成这个中医药养颜这个独立市场的领导者。可采从企业实力，研发能力，市场经验，品牌知名度，市场占有率等各方面也当之无愧属于本草养颜第一品牌。
H. 油气可采资源潜力分析
一、目前采收率和提高采收率的可能潜力
目前，我国石油的平均采收率为27.33%，其中：鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中国石油和中国石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》（2000）研究成果：通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%；渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%；松辽盆地提高16.48%，达到54.86%；塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.33%（表9-3）。
表9-3 石油可采系数与采收率对比表
二、开采技术发展可提高低品位资源的采收率
尽管随着未来勘探程度的提高，低品位石油比例增加将影响石油采收率，但开采技术水平的1提高会使这种影响逐渐减小。例如，鄂尔多斯盆地石油资源大部分属于低渗油，石油采收率和产量一直较低，20世纪90年代，由于酸化压裂技术的进步，以及井网结构和注采系统的优化，鄂尔多斯盆地的石油采收率提高，产量大幅度增加。1990年的石油年产量为187.38×104t,2003年增大至1248.2×104t，平均每年增加产量52.45×104t，石油采收率也从不足10%提高到17.87%。
三、可采系数取值标准低、留有余地
在本轮资源评价过程中，对低品位资源、低勘探程度地区和海域区，可采系数取值相对保守。
1.低品位资源可采系数取值标准低
根据《油气资源可采系数研究与应用》课题的研究成果，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重（稠）油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。
2.低勘探程度地区可采系数取低值
对于低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。
3.海域区可采系数取低值
在建立油气资源可采系数取值标准过程中，考虑海域油气资源开发的特殊性，其技术可采系数取值适当偏小。在具体评价过程中，对深水区评价单元，油气可采系数取值时取相应评价单元类型可采系数的最低值。
4.石油可采系数与目前采收率相当
本轮资源评价全国的石油可采系数平均为27.72%，仅与目前石油采收率27.33%相当，其中10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。
因此，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。
四、油气可采资源潜力
我国陆地和近海海域115个含油气盆地待探明石油可采资源量为144×108t，占总可采资源量的68%；待探明天然气可采资源量为19.3×1012m3，占总可采资源量的87.6%。待探明油气可采资源主要分布在东部新近系、深层、古潜山和滩海，中西部前陆、克拉通古隆起，近海海域盆地及青藏、中小盆地及南方海相地层。南海南部油气可采资源潜力较大。
（一）东部新近系、深层、古潜山和滩海
东部是石油稳产的老油区，是天然气发展的潜力区。待探明石油可采资源量为48.72×108t，待探明天然气可采资源量为1.28×1012m3。重点为渤海湾和松辽盆地；主要分布在新近系、深层、古潜山、滩海等领域的构造—岩性和地层—岩性圈闭（表9-4）。
表9-4 东部油气可采资源量主要分布区域
（二）中西部前陆和克拉通古隆起
中西部是石油和天然气增储上产的重要地区。待探明石油可采资源量为56.70×108t，待探明天然气可采资源量为11.5×1012m3。石油的重点为塔里木、鄂尔多斯和准噶尔盆地；天然气的重点为塔里木、四川、鄂尔多斯和柴达木盆地；主要分布在叠合盆地的前陆和克拉通古隆起的大中型构造和地层－岩性圈闭。
中西部包括塔里木盆地的库车、塔西南、塔东南，准噶尔盆地的西北缘、南缘，柴达木盆地的柴西、柴北缘，四川盆地的川西、大巴山山前、米仓山山前，鄂尔多斯盆地的西缘，酒西和吐哈等前陆盆地（表9-5），具有临近生油凹陷、油源丰富、成藏期晚、油源断层发育、存在多套生储盖组合且保存条件好等特点，成藏条件十分优越，已找到的油气田规模大、储量丰度高、单井产量高，是我国待探明油气可采资源分布的重点领域。
表9-5 中西部前陆盆地油气可采资源量
续表
中西部地区搭里木、四川、鄂尔多斯和准噶尔等大型含油气盆地中，发育有一系列的大型古隆起：如塔里木盆地的塔北隆起、中央隆起，四川盆地的乐山—龙女寺古隆起、开江古隆起、泸州古隆起，鄂尔多斯盆地的中央古隆起、伊盟隆起、渭北隆起，准噶尔盆地的陆梁隆起、中央隆起带等大型隆起（表9-6），油气成藏条件优越，往往是多期油气运移、聚集区，同时又往往有高能环境储集体的集中发育，具备形成大型油气田的条件。
表9-6 中西部大型古隆起油气可采资源量
我国含油盆地主要是陆相盆地，砂体非常发育，地层岩性油藏分布广泛，如鄂尔多斯盆地陇东、志靖—安塞三角洲、环县—华池三角洲和彬县—正宁三角洲等，塔里木盆地满加尔凹陷南北坡的东河砂岩、麦盖提斜坡，准噶尔盆地四周斜坡带等。多期频繁升降的大型坳陷湖盆，往往形成生储油岩体侧向和垂向上的交替变化，易于形成大面积连片岩性油气藏，丰度不高，但储量规模较大。
（三）近海海域盆地
海域是石油增储上产潜力较大的地区。待探明石油可采资源量为24.34×108t，待探明天然气可采资源量为4.95×1012m3。石油重点为渤海海域和珠江口盆地，天然气重点为东海、莺歌海和琼东南盆地，主要分布在中深层的大中型构造和构造—岩性圈闭、地层—岩性圈闭。
渤海湾海域近年来相继发现古近系大油田，除了已发现的构造类型外，在新近系的构造—岩性复合类型圈闭、地层和大型岩性圈闭，都可望获得新的发现。目前该地区待探明石油可采资源量超过10×108t，仍是近海海域未来最主要的勘探地区。
珠江口盆地现有发现主要集中在珠一坳陷、珠三坳陷的几个有利构造带（上组合），这些有利地区的深部地层（下组合）、构造—地层复合圈闭、珠二坳陷深水区可能含油的构造带，将构成未来该盆地石油储量增长的主要领域。目前该地区待探明石油可采资源量6×108t左右，仍具有较大勘探潜力。
东海盆地油气主要集中于西湖凹陷的西部斜坡带和中央反转构造带中南部。目前该区域探井较少、控制程度较低，通过不断加强地质研究，加密探井，未来扩大储量的潜力还较大。该地区待探明天然气可采资源量为2.4×1012m3，是我国近海海域盆地中天然气资源潜力最大的盆地。
（四）低勘探程度地区
低勘探程度区是油气勘探开发的战略储备区，主要是指青藏地区、南方海相地层和中小盆地，待探明石油和天然气可采资源较为丰富，主要分布在中浅层的大中型构造圈闭。
青藏地区目前仅在伦坡拉盆地古近系与新近系中见到不同程度油气显示。整体来说，该地区尚处于普查勘探阶段，系统资料较少，对生烃条件、构造条件、油气运聚成藏条件、地面与地下的差异性研究还很不够。研究认为，该区属新特提斯海域，有着丰富的油气资源，待探明石油可采资源量为14.00×108t，待探明天然气可采资源量为1.03×1012m3，是未来值得探索的重要勘探领域。
从我国的海相油气勘探形势来看，已处于比较活跃的时期。如四川、鄂尔多斯和塔里木盆地都获得了重大突破，发现了大油气田。但在我国秦岭大别造山带以南中、古生界海相区域油气勘探工作已进行了40多年，尚未取得实质性的突破。主要原因是该地区经历多期演化，地质条件复杂。应在深化油气地质条件及成藏规律的认识的基础上，加强地震勘探技术攻关，谨慎优选勘探目标。该区待探明石油可采资源量为0.23×108t，待探明天然气可采资源量为0.41×1012m3。
近年来，随着大盆地油气勘探程度不断提高，目前各方面都加强了外围中小盆地的综合研究与勘探力度，并取得了一些新突破。勘探实践表明：中小盆地是有潜力的，即使原来勘探过的盆地也能获得突破，如赤峰盆地。民和、河套、伊犁、花海—金塔、三水等盆地具有较好的石油地质条件，油气资源潜力比较大，是今后值得优先勘探的重要接替领域。
（五）南海南部
南海南部海域我国传统疆域内14个盆地石油可采资源量42.87×108t，天然气可采资源量5.45×1012m3；其资源主要分布在曾母、文莱—沙巴、万安、北康和中建南等盆地的深水大中型构造圈闭。