1976年至1985年，是油田年产5000万吨以上的10年稳产高产时期。这个时期，按主要开 发特点又可分为两个阶段。
　　　　前5年，即1976年至1980年，油田开发进入中含水期（综合含水40%至60%），主要开发特 点是高压注水，提高油层压力，全面实行“六分四清”自喷开采。油田开发16年了，由于每 年有新区投入开发，所以油田产量逐年上升，平均每年递增率达29%，平均绝对增长值为300 万吨。但是，这种依靠开发新区使产量大幅度增长的形势已经不能持续下去，而早开发的中 区综合含水已达54%，将陆续出现产量递减的局面。1975年，油田党委针对这种新情况，及时 组织了群众性的油田地下形势的大调查、大讨论，提出了“年产能不能上5000万吨，稳产能 不能持续10年”的问题。经过半年多的调查讨论，从油田地下形势，油层开发动用状况，典 型开发区块和典型井的稳产经验，开发试验区（中区西部提高采油速度、接替稳产试验，小 井距开发试验，薄油层开发试验及加密调整试验）的经验，产能接替稳产条件，采油工艺技 术的现状和发展，地面油气集输流程的现状和发展，以及35个国外油田开发资料等，进行了 全面分析和对比，认为实现“年产上5000万吨，稳产10年”的奋斗目标是有把握的。为此， 在调查研究的基础上，编制了“大庆油田年产5000万吨，稳产10年”的规划，并精心组织实 施。1976年产油5030万吨，实现了年产5000万吨的目标。直到1980年前这一阶段，主要采用 了：立足于原有井网，立足于自喷开采，立足于已有的工艺技术，立足于充分发挥主力油层 作用的基本做法，实现了持续稳产。
　　　　具体做法：一是不断提高注水量，恢复油层压力，保证产液量的不断增长。前五年，油 田新建了大庆水库，喇嘛甸水源，杏二水源。新建和扩建污水处理站20座，增加污水处理能 力30万立方米；新投产注水站16座，新增注水能力24．8万立方米。更换高压大排量注水泵1 12台，实际注水能力达到52万立方米；注水压力由100个大气压提高到130至150个大气压，实 现了高压注水。油田日注水量由1975年底的24．8万立方米提高到1980年底44．9万立方米， 平均每年增长15%，保证油层压力持续上升，从而满足了油田产液量年增长14%的需要，保持 注采平衡。
　　　　二是积极进行新站、新井、新区建设。投产前5年，在老区先后建设投产了萨南至杏北开 发区的11个中间井排，杏十三区，萨北和杏北过渡带，高台子油层试验区及一些零散井。扩 建杏三联，新建杏十、杏十五联，新建投产中转站13座，投产油水井708口。同时还开发了葡 萄花油田北部和太平屯油田北部，总共增加生产能力460万吨。
　　　　三是对老区地面流程不断进行改造，以适应油田产液量不断增长的需要。随着油田含水 上升和总产液量不断增长，老区地面流程有许多方面很不适应，矛盾日益突出。因此，采取 了全面改造与局部改造相结合，专业性队伍与非专业性队伍相结合的办法，提高注水泵压， 降低油井回压，为油井正常生产创造了条件。萨南、杏北地区中间井排投产时，都对原有的 地面集输流程进行了系统的改造。5年共改造流程1673套，新建扩建各种站279座。
　　　　由于对油田进行了大量的地面调整改造，前5年油田生产形势较好，原油生产比较主动。 年产量由1976年的5030万吨增加到1980年的5150万吨，五年共产原油2．53亿吨，超产原油3 00万吨。
　　　　后5年，即1981年至1985年，油田进入高含水开采阶段，稳产条件发生了很大变化，稳产 难度增加，主要表现在：随着老井含水上升，老油田主力油层大面积水淹，油田产量递减加 快；油田含水饱和度较高，提高注水量后，产水量大幅度增加；高压注水后，油水井套管损 坏程度明显加快；油层压力增高，老区钻调整井增加了难度。这表明，油田进入高含水阶段 后，已不能再采用提高注水压力和油层压力的办法保持稳产，必须改变稳产措施。为此，从 1981年开始，在老油田全面进行层系井网调整，钻大量的调整井，改善中低渗透率油层的开 发效果；逐步改变开采方式，把自喷井改为机械采油井；搞好分层注水，调整压力系统；继 续搞好油井压裂，减少老油井的产量递减幅度；投产部分外围油田，增加新的生产能力，结 合钻调整井，搞好老区的地面流程改造。
　　　　在这个阶段中，始终围绕着解决两个最突出的问题：一是老油田原油产量大幅度递减； 二是油田产液量成倍增长。
　　　　油田科研部门根据砂岩油田注水开发的基本理论和油田生产实践，对1980年底之前老井 产量在后5年递减速度进行了科学测算。测算结果表明，喇、萨、杏油田老井年产油量将由1 980年产油5023万吨，逐年下降到1985年产油3165万吨。5年累计下降1858万吨，平均每年递 减372万吨。与此同时，产液量大增。到1985年，每采1吨原油要带出3立方米水，全油田日产 液量将由1980年底39．33万吨，增加到70万吨左右。由此，给地面集输处理能力带来大量问 题。一旦地面工程新建和改造速度不能适应产液量增长的要求，就必然影响生产能力的发挥 。
　　　　油田两个变化，决定了保持油田稳产的条件改变：一是油田主要挖潜对象由主力油层转 移到非主力油层；二是油层开采方式由自喷开采为主，逐渐过渡为自喷加抽油为主；三是油 田弥补产量递减的增产挖潜措施，除继续使用前5年实施过的三项增产措施外，重点转向全面 建设调整井和逐步改变开采方式。油田稳产条件的这些变化，充分表明了油田继续稳产的艰 巨性，后5年同前5年相比，采出的油量大体相同，但工作要比过去复杂得多，工艺技术水平 要求高得多，工作的难度大得多，工作量要成倍增加。
　　　　油田形势在发展变化，油田开发的方针和一些技术政策也相应作了大的改变：
　　　　其一：油田调整挖潜的主要对象，由主力油层转移到了中低渗透率油层和未见水及低含 水的主力油层变差部位。
　　　　其二，油田稳产的主要措施，立足于多钻老区加密调整井。
　　　　其三，油田调整的基点，放在多增加动用储量上。调整的基本原则，是进一步把开发层 系划细。调整的对象，是原井网没有动用和动用不好的差油层。
　　　　其四，在油井开采方式上，前5年以自喷开采为主，后5年逐步改变为自喷加抽油为主。
　　　　其五，打破了原定分厂、分区块保持采油速度2%稳产10年的界限。新建油田和新钻调整 井地区，适当提高采油速度，从实现全油田年产5000万吨稳产的全局出发，做好分区产量的 安排。
　　　　油田开发方针和一些技术政策重新制定以后，制定了后5年稳产规划。
　　　　根据油田稳产的需要，油田先后编制和实施了萨尔图油田北二区西部、北一区一、二排 西部、南四至南八区、中区西部、南一区东部过渡带、中区东部二次加密井网开采实验区、 喇嘛甸油田葡I1—2层、葡14层以下油层层系、南块层系等10个调整方案。其中喇嘛甸油田层 系调整工作进展较快，调整方案设计井数1231口，于1985年全部安装投产。新建喇I—1、喇 Ⅱ—1、喇Ⅲ—1三座大型联合站。对萨北纯油区先后完善了北三区系统、北一区系统和北二 区西部、新建了北三联和北Ⅲ—1等大型联合站。萨中开发区的层系调整工作主要在北一、二 排地区进行。由原来分萨、葡两套层系开采，调整为三套层系开采高台子油层，新建中一联 和6座中转系统工程。萨南开发区主要在南四至南八区进行了层系井网调整加密。杏树岗油田 的层系井网调整加密已开始在试验区钻井。
　　　　为研究油井加密和经过一次加密调整后，再次加密调整挖潜的可能性，油田还开辟了中 区西部高台子油层北块150米井距的试验区和喇嘛甸油田南块210米井距的试验区，油田中区 东部2．74平方公里的二次加密井网试验区。
　　　　在自喷井转抽工作上，机械采油井的井数及所占比例都有大幅度上升。1985年底共有机 械采油井5276口，机械采油量占油田日产油量的50%。随着转抽工作的开展，逐步形成了一套 适应油田需要的电泵抽油工艺和抽油机采油工艺技术。从管理局到基层采油队形成机械采油 生产管理和技术管理系统，担负起油田机械采油的生产，技术管理，安装施工，设计科研， 设备修理等项工作。到1985年底平均日产油15．02万吨，日注水62．5万立方米，年产原油达 到5528万吨，实现第一个稳产10年的目标。
　　　　截止1985年底，已有萨尔图、喇嘛甸、杏树岗、葡萄花、太平屯、高台子、龙虎泡等7个 油田投入开发，动用面积1442．7平方公里，投产油井8438口，注水井3342口，累计建成年生 产能力5342．8万吨，当年产油5528万吨。