La zona de transición (TZ) de los reservorios de hidrocarburos es una parte integral del reservorio de hidrocarburos que contiene una fracción sustancial del depósito, particularmente en sistemas petroleros de carbonato. En consecuencia, el conocimiento de su grosor y propiedades petrofísicas, es decir, su distribución de tamaño de poro y características de humectabilidad, es crítico para optimizar la producción de hidrocarburos en esta zona. Utilizando técnicas clásicas de evaluación de formaciones, se ha estimado el grosor de la zona de transición, empleando métodos de registro de pozos que incluyen resistividad y Resonancia Magnética Nuclear, entre otros. Mientras que la acumulación de fluidos de hidrocarburos en los reservorios de petróleo ocurre debido a la migración y desplazamiento de trampas estructurales y estratigráficas potencialmente llenas de agua, el desarrollo de su TZ integra procesos petrofísicos que combinan la imbibición capilar espontánea y fenómenos de humectabilidad. En la literatura, se ha demostrado que los fenómenos de humectabilidad también están gobernados por fenómenos electrostáticos. Por lo tanto, dado que las rocas del reservorio son agregados de minerales con grupos superficiales ionizables que facilitan el desarrollo de una doble capa eléctrica, debe ser factible una relación teórica definida entre la TZ y la teoría electrostática. En consecuencia, un enfoque teórico para estimar el grosor de la TZ, utilizando la teoría electrostática y basado en la teoría de la doble capa eléctrica, es atractivo, pero esto falta en la literatura. Aquí, llenamos el vacío de conocimiento utilizando la teoría electrostática interfacial basada en los principios fundamentales de la solución a la teoría de campo medio de Poisson-Boltzmann. En consecuencia, hemos utilizado un modelo existente de ascenso capilar basado en conceptos de energía libre para derivar una ecuación de ascenso capilar que puede ser utilizada para predecir teóricamente observaciones basadas en el grosor de la TZ de diferentes rocas de reservorio, utilizando métodos de evaluación de formaciones bien establecidos. La novedad de nuestro trabajo radica en la capacidad del modelo para predecir teórica y precisamente el grosor de la TZ de las diferentes unidades litoestratigráficas de los reservorios de hidrocarburos, debido a la accesibilidad experimental de sus parámetros del modelo.