Los modelos de fracturas equivalentes se utilizan ampliamente para simular la explotación de aguas subterráneas, la producción de yacimientos geotérmicos y el transporte de solutos en sistemas de aguas subterráneas. La permeabilidad equivalente tiene un gran impacto en estos procesos. En este estudio, se investigan las distribuciones de permeabilidad equivalente basándose en un método de escalado numérico de última generación (es decir, el método de límites múltiples) para rocas porosas fracturadas. Se crea un conjunto de modelos de fractura discretos basados en distribuciones de longitud de ley de potencia. La permeabilidad equivalente se amplía a partir de modelos de fractura discretos basados en el método de límites múltiples. Los resultados muestran que las distribuciones estadísticas de los componentes del tensor de permeabilidad equivalente están muy relacionadas con la geometría de la fractura y difieren entre sí. Para los histogramas de la permeabilidad equivalente, las formas de kxx y kyy cambian de una distribución tipo ley de potencia a una distribución tipo lognormal cuando la longitud de la fractura y el número de fracturas aumentan. En el caso del componente no diagonal kxy, se trata de una distribución de tipo normal y su rango se amplía cuando aumentan la longitud de la fractura y el número de fracturas. La media de los componentes diagonales del tensor de permeabilidad equivalente aumenta linealmente con la densidad de las fracturas. El análisis ayuda a generar modelos estocásticos de permeabilidad equivalente en rocas porosas fracturadas y reduce las incertidumbres al aplicar modelos de fractura equivalente.