En este trabajo se intenta demostrar la aplicabilidad del concepto de migración interferométrica para la generación de imagen sísmica a partir de registros microsísmicos. El objetivo es indagar sobre el uso de estos registros para la síntesis de la reflectividad del medio. Se realizan dos simulaciones utilizando el código de modelamiento de ecuación de onda en diferencias finitas llamado FDELMODC. Estas se configuran con fuentes profundas que pretenden emular los eventos inducidos en un fracturamiento hidráulico. El modelo de subsuelo utilizado es el de isotropía vertical transversal SEG 2D Hess VTI Model. En la primera simulación las fuentes se definen con parámetros ideales en cuanto su comportamiento espectral y su distribución espacial; en la segunda con parámetros que las hacen adquirir un carácter aleatorio en amplitud espectral, duración, localización y tiempo de excitación. Los registros simulados se llevan a una secuencia de procesamiento interferométrico propuesta en la que se obtienen secciones virtuales. Estas son migradas y apiladas para la generación de imagen pasiva. Para los dos casos abordados los horizontes obtenidos en las imágenes perecen reproducir la geometría del modelo de subsuelo propuesto, lo que se constituye en un elemento más de juicio en el camino para demostrar la aplicabilidad de la migración interferométrica durante actividades de fracturamiento para la obtención de imagen pasiva. Este es el primer trabajo en Latinoamérica y posiblemente en el mundo a nivel de maestría que aborda el concepto de migración interferométrica y lo plantea en el contexto de la estimulación de pozos.Abstract. The present work is intended to demonstrate the applicability of interferometric migration in seismic imaging using microseismic records. The goal is an investigation on the use of such records for synthesizing subsurface reflectivity. Two simulations were carried out with the finite differences wave equation modeling code FDELMODC. The simulations were set up with deep sources trying to emulate events induced by hydraulic fracturing. The SEG 2D Hess VTI model was used as subsurface Model. Parameters defining sources in the first simulation were ideal regarding the spectral behavior of sources and their spatial distribution, in the second simulation the parameters chosen caused sources to behave randomly in terms of their spectral amplitude, length, location and onset time. Simulated records were processed through an interferometric sequence posed to obtain virtual sections. They were migrated and stacked for passive imaging. In both modelings seismic horizons imaged seem to render the geometry on the proposed subsurface model, which turns into an additional element of judgment to prove applicability of interferometric migration for passive imaging during hydraulic fracturing. This is the first Master’s thesis in Latin America and perhaps worldwide that addresses interferometric migration concept and introduces it in the context of well stimulation.