The occurrence characteristics of pore fluids restrict shale oil recovery. Various approaches have been proposed to analyze the microdistribution of shale oil, but they are limited by the simultaneous characterization of the occurrence of oil and water within shale pore networks. This study conducted a range of nuclear magnetic resonance (NMR) T2 and T1–T2 measurements on the shales at different states, sampled from the Paleogene Funing Formation in the Gaoyou Sag, Subei Basin. A novel water and oil restoration method was introduced to restore pore fluid distributions in shales. The T1–T2 pattern with eight regions was determined for shale oil reservoirs. The pore oil and water in different states were quantitatively calculated using NMR T1–T2 spectra and compared with the results from Rock-Eval. In addition, the occurrence pattern of pore fluids in shales was proposed. The primary results indicated that free oil derived from multistage Rock-Eval is generally lower than that determined using the NMR T1–T2 spectrum. The NMR T1–T2 spectrum specializes in detecting the adsorbed, capillary-bound, and movable oil in pore systems but is limited in quantitatively identifying oil absorbed in organic matter. The occurrences and distributions of pore oil and water in different states can be effectively revealed by the T1–T2 spectrum. Capillary-bound water is predominantly associated with micropores (< 100 nm) and, to a lesser extent, with mesopores (100–1000 nm); a similar pattern is observed for adsorbed oil. As a result, adsorbed oil is significantly restricted by pore water. Capillary-bound oil primarily occurs in mesopores, whereas macropores (> 1000 nm) are saturated with movable oil. Hence, the distribution of capillary-bound oil is still affected by pore water, whereas movable oil is not. The authors are confident that the results presented in this study offer innovative insights into the occurrence and distribution of pore fluids in shale pore networks.